Reproduction оf the mineral resource base оf the energy sector аs оne оf the main aspects оf Russia’s energy security ensuring

Толық мәтін

Введение

В настоящее время обеспечение энергетической безопасности (ЭБ) в Российской Федерации осуществляется в соответствии с основными положениями Доктрины энергетической безопасности, утвержденной Указом Президента Российской Федерации от 13 мая 2019 г. № 216 [1] (далее – Доктрина). Основные угрозы энергетической безопасности и направления индикативного анализа в этой Доктрине в целом сочетаются с предлагаемыми в утвержденной в 2012 г. первой Доктрине энергетической безопасности. В [2] по всем группам индикативного анализа были предложены и обсуждались важнейшие индикаторы федерального уровня, а также стратегические угрозы обеспечению энергетической безопасности страны.

Значительное внимание было уделено внешнеэкономическим и внешнеполитическим угрозам энергетической безопасности России. Это важная составляющая проблемы обеспечения ЭБ весомо обострилась, начиная с 2022 г., и усугубила проблемы с инвестированием развития капиталоемких энергетических отраслей, в первую очередь нефтяной и газовой. Проблемы инвестирования непосредственно влияют на степень реализации угрозы сокращения возможностей по освоению новых месторождений углеводородов, особенно в труднодоступных дорогих районах. Плюс к этому необходимо говорить и о проблеме уменьшения возможностей импорта современного оборудования в эти отрасли.

1. Производство и потребление основных первичных ТЭР в 2021–2023 гг.

В табл. 1 представлены фактические за три последних года показатели потребления первичных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) внутри России, объемы их производства, а также объемы экспорта нефти, газа и нефтепродуктов.

Таблица 1. Потребление первичных ТЭР внутри России, их производство и экспорт в 2021–2023 гг., [3, 4]

* Не включает сверхнормативную закачку газа в ПХГ и потери.

Цифры, показанные в табл. 1, свидетельствуют о постепенном увеличении объемов внутреннего потребления первичных ТЭР. В большей мере на это повышение влияет увеличение объемов потребления природного газа, что в свою очередь является следствием активно проводимой политики повышения уровня газификации регионов. Также росло потребление нефти и угля. В то же время видно, что в эти годы производство первичных ТЭР имело обратную тенденцию, продиктованную снижением производства газа в объемах близких к объемам сокращения его экспорта. Экспорт газа из России в 2023 г. составил 145 млрд м³ (99.6 млрд м³ было экспортировано по магистральным газопроводам, 45.4 млрд м³ – в виде СПГ) [5].

Объемы внутреннего потребления нефти рассчитаны следующим образом: в 2023 г. в России было добыто 530 млн т нефти при этом экспортировано было 234 млн т [6]. Соответственно разница с учетом прочего и прямого потребления, а также потерь нефти составила 296 млн т [7]. Переработано было 275 млн т. В этом же году было произведено 137.9 млн т светлых нефтепродуктов, из которых 49.8 млн т – бензины, 88.1 млн т – дизельные топлива.

Выработка электроэнергии на ГЭС составила 203 млрд кВт.ч, на АЭС – 217 млрд кВт.ч, генерация электроэнергии с помощью ВИЭ (кроме ГЭС) – 7.8 млрд кВт.ч, что в сумме составило 427.8 млрд кВт.ч [8]. Используя значение среднего расхода условного топлива на ТЭС России в последние годы 296 г у.т./кВт.ч [9], можно говорить о том, что этот объем полученной электроэнергии (427.8 млрд кВт.ч) замещает примерно 127 млн т у.т., которые необходимо было бы потратить для ее производства.

2. Основные угрозы и группы анализа энергетической безопасности

В действующей с 2019 г. Доктрине описаны важнейшие угрозы энергетической безопасности по видам реализации. С позиций надежного топливо- и энергоснабжения потребителей внутри страны можно рассматривать следующие:

• несоответствие возможностей ТЭК потребностям социально-экономического развития Российской Федерации;
• снижение качества минерально-сырьевой базы (МСБ) ТЭК (истощение действующих месторождений, уменьшение размеров и снижение качества открываемых месторождений);
• недостаточная обеспеченность организаций ТЭК трудовыми ресурсами, в особенности высококвалифицированными кадрами.

Среди важнейших внутренних угроз ЭБ стоит рассматривать и значительный износ основных производственных фондов ТЭК. В дополнение к внутренним угрозам в Доктрине рассматриваются и так называемые трансграничные угрозы. С позиций надежности топливо- и энергоснабжения в их перечне наиболее актуальны: террористическая и диверсионная деятельность, наносящая ущерб инфраструктуре и объектам ТЭК; противоправное использование информационно-коммуникационных технологий, в т.ч. осуществление компьютерных атак на объекты информационной инфраструктуры и сети связи, используемые для организации их взаимодействия, способное привести к нарушениям функционирования инфраструктуры и объектов ТЭК; неблагоприятные и опасные природные явления, изменения окружающей среды, приводящие к нарушению нормального функционирования и разрушению инфраструктуры и объектов ТЭК.

В Доктрине указано, что в целом реализация указанных угроз, среди прочих негативных последствий, может привести к: нарушению нормального функционирования организаций, в том числе организаций ТЭК и отраслей экономики Российской Федерации; росту цен (тарифов) на продукцию организаций ТЭК и услуги в сфере энергетики; снижению финансовой устойчивости и прекращению деятельности организаций ТЭК. Помимо указанного негативные последствия могут выражаться еще и в замедлении темпов снижения удельной энергоемкости экономики, а также в отставании системы профессионального образования от существующих и перспективных потребностей ТЭК в квалифицированных кадрах с соответствующим усилением угрозы несовершенства управления при функционировании и развитии энергетических отраслей.

На основании рассмотрения возможностей реализации основных угроз и потенциальных последствий этой реализации в Доктрине ЭБ декларируется, что нормативный уровень ЭБ должен обеспечиваться достижением приемлемой ситуации по объектам индикативного анализа. В [10] с целью формирования интегральной качественной оценки состояния ЭБ на федеральном уровне была предпринята попытка формирования относительных удельных весов каждого из объектов анализа в общей системе их ценности. Сделано это было с использованием принципов попарного сравнения условной значимости отдельных объектов анализа и приведено в табл. 2. Для конкретных индикаторов внутри объектов анализа там же в [10] было принято допущение, что веса всех индикаторов в каждом объекте анализа равны.

Таблица 2. Объекты индикативного анализа и их удельные веса при оценке качественного состояния ЭБ на федеральном уровне

Первым достаточно весомым из перечисленных объектов анализа значится отношение годового прироста балансовых запасов первичных ТЭР к объемам их добычи или – воспроизводство МСБ ТЭК. В силу структуры российского ТЭК именно этот показатель – один из важнейших объектов индикативного анализа для условий России. Ниже остановимся более подробно на этом объекте.

3. Проблемы воспроизводства минерально-сырьевой базы ТЭК

Из данных табл. 1 видно, что в последние годы доля газа (в пересчете на условное топливо) во внутреннем потреблении первичных ТЭР составляла 47%, угля – 9%, нефти – 34%. Электроэнергия АЭС, ВИЭ и прочих ТЭР заместила порядка 10% условного топлива, которое могло быть потрачено на выработку соответствующего объема электроэнергии. Таким образом, внутреннее потребление первичных ТЭР в стране на 90% обеспечивается газом, углем и нефтью. При этом, если говорить о потреблении котельно-печного топлива (КПТ), понимая, что в его потреблении от нефти в основном участвует только топочный мазут, следует иметь в виду долю газа в балансе КПТ превышающую 54% и угля – порядка 14%, 75% российской электроэнергии вырабатывается на природном газе.

Оценим текущую ситуацию и условия на нее влияющие на примере доминирующего в структуре российского ТЭБ природного газа, рис. 1.

Рис. 1. Производство, внутреннее потребление и экспорт природного газа в 2021–2023 гг.

Из данных табл. 1 и рис. 1 видно, что его экспорт сократился за три года на 99 млрд м³ (41%), при этом потребление внутри страны выросло лишь на 30 млрд м³ (6%) при сокращении производства газа на 126 млрд м³ (16%) (цифры небаланса между производством, экспортом и потреблением в соответствующие годы характеризуют превышение закачки газа в ПХГ над отбором оттуда и наоборот). Учитывая, что цены внутреннего и внешнего рынков газа существенно различаются, при этом внутренние цены жестко регулируются государством, такое снижение экспорта не могло не повлиять на объемы и темпы инвестиций в развитие отрасли, включая соответствующие геологоразведочные работы.

Что касается экспорта газа, то в перспективе существенные надежды с его развитием были связаны с производством и транспортировкой СПГ. Но основной оператор проекта “Арктик СПГ-2” ПАО “НОВАТЭК” приостановил производство СПГ из-за санкций и нехватки танкеров. Так, согласно [11], компания не может получить три газовоза с корейской верфи Hanwha Ocean, поскольку их заказчики — структуры “Совкомфлота”, попавшие под санкции США. Привело это к тому, что в начале 2024 года резко снизилась добыча газа в компании [12].

В табл. 3 представлена информация по приросту и выбытию промышленно-извлекаемых запасов газа за прошедшие 5 лет с учетом разведки, добычи и переоценки запасов. Данные приведены с учетом [13, 14].

Таблица 3. Прирост и выбытие запасов газа за 2019–2023 гг., млрд м³

Из табл. 3 видно, что за прошедший 5-летний период, предусмотренный для анализа данного индикатора на основании соответствующей методики [10], величина прироста промышленно извлекаемых запасов газа отстала от величины их выбытия на 30%, что составило почти 6 трлн м³. Только переоценка за этот период уменьшила запасы чуть больше, чем на 7 трлн м³. Этот минус был компенсирован результатами геологоразведочных работ (ГРР) всего на 4.4 трлн м³. Таким образом, негативная ситуация здесь обусловлена исправлением значительных погрешностей геологоразведки в предыдущие периоды. Ярким примером служит отнесенное к разряду крупнейших Ковыктинское газоконденсатное месторождение (ГКМ) в Иркутской области. Месторождение открыто в 1987 году с подтвержденными запасами газа категорий А+В₁+С₁ в 2.7 трлн м³ [15]. В результате проведенных переоценок [14] запасы газа месторождения по данным категориям на 01.01.2023 г. снизились до 1.4 трлн м³. Таким образом, только по Ковыктинскому ГКМ извлекаемые запасы снизились практически в 2 раза.

Выше уже отмечалось, что процесс восполнения МСБ ТЭК в значительной мере зависит от уровня инвестиций. Ситуация с глобальным недоинвестированием нефтегазовой отрасли была освещена вице-премьером РФ А. Новаком 12.10.2023 г. на форуме “Российская энергетическая неделя”. Из [16] следует, что в последние несколько лет отрасль недополучила инвестиций в $1 трлн. Сегодня можно видеть отчетную картину за 2023 г. По итогам года ПАО “Газпром” получил убыток в размере 629 млрд рублей [17, 18], в то время как годом ранее, по итогам 2022 г., он получил прибыль 1.23 трлн рублей. Выручка “Газпрома” снизилась на 26.8%, до 8.54 трлн рублей, операционные расходы сократились на 7.8%, до 8.58 млрд рублей. При этом выручка газового бизнеса упала на 43%, до 4.41 трлн руб. Такая ситуация вкупе с хроническим за последние годы уменьшением промышленно извлекаемых запасов газа заставляет усомниться в возможности улучшения положения с инвестициями на поддержание МСБ по газу в ближайшие годы.

Ситуация с нефтью немного лучше. В то же время в [20] отмечается, что инвестиции государства и крупнейших нефтедобывающих компаний в ГРР с 2020 по 2023 гг. сократились на 7% до 324 млрд руб. Это привело к снижению разведочного бурения на 18% за указанный период, подчеркивают аналитики. При этом доля вложений компаний в ГРР в общих расходах на освоение месторождения обычно составляет 5–15% в зависимости от степени разведанности. Это объясняется еще и тем, что инвестиции в разведку имеют высокий риск, не приносят добывающим компаниям дохода и дают положительный эффект только в отдаленной перспективе. В результате компании в тяжелых современных условиях в первую очередь сокращают вложения в ГРР.

В табл. 4 представлена информация по приросту и выбытию промышленно-извлекаемых запасов нефти с учетом разведки, добычи и переоценки запасов. Данные представлены с учетом [13, 14, 19].

Таблица 4. Прирост и выбытие запасов нефти за 2019–2023 гг., млн т

Из данных табл. 4 видно, что за прошедший 5-летний период, предусмотренный для анализа данного индикатора, величина прироста промышленно извлекаемых запасов нефти перекрыла их выбытие на 7% (492 млн т). В то же время в 2023 г. прирост промышленно извлекаемых запасов нефти оказался на 2% меньше величины их выбытия.

Необходимо отметить проблему роста доли трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ). Сейчас их доля в структуре добычи и запасов нефти составляет более 22 и 55% соответственно [20]. Разведка труднодоступных запасов и их разработка отличаются неблагоприятными геологическими и климатическими условиями, поэтому требуют более сложных технологий. Кроме того, месторождения ТРИЗ отличаются более коротким сроком эксплуатации, чем у традиционных, что делает необходимым рост инвестиций в ГРР и разработку. В дополнение к сказанному, российская геологоразведка в среднем на 40% зависит от импорта, по некоторым позициям эта зависимость значительно выше. Эта же проблема актуальна и для газа.

В табл. 5 представлена информация по приросту и выбытию промышленно-извлекаемых запасов угля с учетом разведки, добычи и переоценки запасов. Данные получены из [13, 14, 21].

Таблица 5. Прирост и выбытие запасов угля за 2018–2022 гг., млн т

Из данных табл. 5 видно, что за 5-летний период с 2018 по 2022 гг., величина прироста промышленно извлекаемых запасов угля отстала от величины их выбытия на 30% или на 1.2 млрд т. Только переоценка, списание запасов по другим причинам и потери запасов за этот период уменьшили запасы почти на 2 млрд т. Этот минус был компенсирован разницей в геологоразведке и добыче всего на 545 млн т за весь период.

В табл. 6 представлена информация по приросту и выбытию промышленно-извлекаемых запасов урана с учетом разведки, добычи и переоценки запасов. Данные получены из [13, 14, 21].

Таблица 6. Прирост и выбытие запасов урана за 2018–2022 гг., т

Работами по добыче урана в стране руководит АО “Атомредметзолото” (в составе АО “Атомэнергопром”). В его составе: Приаргунское производственное горно-химическое объединение, “Хиагда”, “Далур”, являющиеся основными предприятиями по производству урана в России (90% производства урана) [22]. Нужно учесть, что ГК “Росатом” располагает высокоэффективными урановыми запасами в Казахстане и других странах, но судя по табл. 5 в самой России ситуацию с приростом запасов урана нельзя назвать приемлемой. За анализируемый пятилетний период прирост запасов составил лишь 13% от величины их выбытия. Только списание запасов и потери в недрах (даже без учета добычи) на 18% превысили всю сумму прироста.

4. Качественная оценка обеспечения энергетической безопасности по объекту анализа “Отношение прироста балансовых запасов первичных ТЭР к объемам их добычи”

На основании проведенного анализа по уровню воспроизводства МСБ ТЭК можно рассчитать значения соответствующих индикаторов и получить представление о ситуации в данном объекте анализа в целом.

В [23] представлен аппарат расчета значений, входящих в данный объект, индикаторов “Отношение прироста извлекаемых балансовых запасов соответствующего энергоресурса за предшествующий анализу пятилетний период к суммарному объему его добычи (производства) в стране за этот же период”. Значение индикатора для конкретного (i-го) первичного энергоресурса ( ) определяется следующим образом:

$K_{зап\_5}^{ЭP_i}=\frac{\Delta Q_{зап\_5}^{ЭP_i}}{Q_{зап\_5}^{ЭP_i}},$

где $\Delta Q_{зап\_5}^{ЭP_i}$  – прирост извлекаемых балансовых запасов i-го первичного энергоресурса за предшествующий анализу пятилетний период, ед. изм.;  $Q_3^3{P}_7$ – суммарный объем выбытия балансовых запасов i-го первичного энергоресурса за предшествующий анализу пятилетний период, ед. изм.

Пороговыми значениями данного индикатора определены следующие: кризисное – 0.95, предкризисное – 1.0. Анализ данных таблиц 3–6 позволяет сформировать представление о значениях данного индикатора по каждому из анализируемых первичных ТЭР, что и показано в табл. 7. Кроме того, в таблице приведена качественная оценка состояния индикаторов по данным ТЭР и приведен их удельный вес в общей системе ценности данного объекта анализа. Удельные веса индикаторов по каждому из приведенных ТЭР рассчитаны согласно доле участия конкретного ТЭР в их суммарном потреблении с учетом производства энергии на ВИЭ (5% от суммарного потребления первичных ТЭР).

Таблица 7. Состояние значений индикаторов возобновления МСБ ТЭК по конкретным первичным ТЭР и итоговая оценка по объекту анализа

Из данных табл. 7 видно, что 61% общего веса индикаторов находится в зоне кризисных значений, что говорит о кризисном состоянии данного объекта анализа в целом.

Заключение

Учитывая ситуацию с восполнением МСБ основных первичных ТЭР, можно утверждать, что с позиций энергетической безопасности ситуация должна характеризоваться как кризисная. Прежде всего это может привести к значимому снижению возможностей обеспечения перспективной добычи российского природного газа и урана и формирует значительные по объемам дополнительные требования к результативности геологоразведочных работ в соответствующих отраслях.

Данная ситуация усугубляется снижением доходности от добычи первичных ТЭР из-за уменьшения объемов их экспорта, снижения цен продажи на мировых рынках (в особенности нефть, нефтепродукты) при отсутствии возможностей компенсации снижения указанных доходов за счет реализации на внутреннем рынке. Все это приводит к снижению объемов инвестиций в энергетику России с соответствующим снижением ее перспективных производственных возможностей. Казалось бы, что при ограничениях экспорта углеводородов имеющиеся в недрах запасы ТЭР тратятся медленней. В то же время уменьшение инвестирования энергетических отраслей отодвигает сроки освоения новых районов их добычи, увеличивая тем самым долю трудноизвлекаемых ресурсов в имеющихся балансовых запасах.

Статья подготовлена в рамках проекта государственного задания № FWEU-2021-0003 (рег. номер: АААА-А21-121012090014-5) Программы фундаментальных исследований РФ на 2021–2030 гг.

Авторлар туралы

S. Senderov

Хат алмасуға жауапты Автор.
Email: ssm@isem.irk.ru
Ресей, Irkutsk

Әдебиет тізімі

Қосымша файлдар

Қосымша файлдар

Әрекет

1. JATS XML

Жүктеу

2. Fig. 1. Production, domestic consumption and export of natural gas in 2021–2023.

Жүктеу (93KB)

Метадеректер