Доля ядерной энергии сократится до 5,3 %, что обусловлено политикой развитых стран по повышению безопасности и экологической надежности энергетических систем. Замедление использования ядерной энергии в мире будет происходить за счет ее сокращения ее производства в Европе (-1,1 % в год) и стабилизации потребления в Северной Америке. Последовательная ликвидация АЭС в Европе (кроме Франции) будет замещаться их вводом в строй в странах АТР (Китай, Индия, Пакистан, Южная Корея и др.), а также в России, Иране и Бразилии. Потребление атомной энергии в Северной Америке, Японии и Франции в ближайшие годы несколько возрастет, после чего произойдет его стабилизация. У России есть уникальный шанс увеличить свою долю в мировой атомной энергетике. Но «окно возможностей» невелико – 10–20 лет.
Риск существенного падения мировых цен в среднесрочной перспективе весьма серьезен. Этому способствуют отсутствие дефицита нефти и газа, а также в перспективе резкое снижение интереса развитых стран к традиционным видам топлива, появление новых мощностей на Каспии, в Африке и других регионах мира, целенаправленная политика стран-потребителей (в первую очередь США) по повышению процентных ставок. В результате значительное часть инвесторов уходят с сырьевого рынка, что сужает возможности спекулятивного роста цен на углеводороды.
В ближайшее время основным фактором формирования ценовой конъюнктуры углеводородного рынка станет развитие политической ситуации вокруг Ирана, которая может пойти по следующим базовым сценариям.
Первый (наиболее реалистичный) предполагает дальнейшее противостояние Вашингтона и Тегерана, которое, однако, не приведет к военному столкновению. В данных условиях постепенно (в течение двух-трех лет) на мировом энергетическом рынке будет поддерживаться тренд на понижение, и цены дойдут до уровня 40–50 дол. за баррель с колебаниями в диапазоне 5–10 долларов.
Реализация второго сценария (достижение договоренностей и урегулирование конфликта мирным путем) приведет к резкому снижению цены на нефть уже в будущем году. Впрочем, вероятность данного сценария очень мала.
Третий сценарий – вооруженный конфликт – предполагает два разнонаправленных тренда. В случае реализации военного сценария цена нефти превысит 100 дол. за баррель. В дальнейшем, если конфликт примет затяжной характер, цена поднимется до 130–150 дол. за баррель, что заставит Вашингтон пойти на беспрецедентные меры по оказанию давления на ОПЕК с целью обеспечения дополнительных объемов углеводородов на рынке. В то же время этот сценарий значительно усилит конкуренцию в неопековских зонах добычи углеводородов.
В случае же развития военного противостояния в Иране по «иракскому» варианту ожидается постепенная коррекция рынка, которая может затянуться вплоть до 2015–2017 годов.
Россия обладает крупным потенциалом на мировом энергетическом рынке: к настоящему моменту открыто и разведано более 3 тыс. месторождений углеводородного сырья. Примерно половина из них разрабатывается. Более половины российской нефтедобычи и более 90 % добычи газа сосредоточены в районе Урала и Западной Сибири. Большинство месторождений этого региона отличаются высокой степенью выработки, и потому, сохраняя его в качестве основной углеводородной базы, необходимо развивать и альтернативные регионы добычи.
Исходя из официальных оценок, нашедших отражение в «Энергетической стратегии России на период до 2020 года», к 2015-му добыча нефти в нашей стране может составить 530 млн т, а ее экспорт – 310 млн тонн. Главной нефтяной базой останется Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Будут сформированы новые центры нефтяной промышленности в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) – добыча до 50 млн т в 2015 году; на шельфе острова Сахалин (25–26 млн т), в Баренцевом море и российском секторе Каспийского моря. Увеличится добыча нефти в Тимано-Печорской провинции.
Мощности магистральных нефтепроводов и морских терминалов для экспорта и транзита нефти из России за пределы СНГ способны возрасти к 2015-му в 1,5 раза по сравнению с сегодняшним уровнем. Это позволит реализовать к указанному сроку перспективные объемы экспорта нефти в дальнее зарубежье: примерно по 70 млн т по западному и северо-западному направлениям; около 130 млн т по черноморско-каспийскому направлению; около 80 млн т по восточному направлению; до 25 млн т по северному направлению.
К 2015 году добыча газа в России может достигнуть 740 млрд куб. м, а экспорт – 290 млрд куб. м. Добыча газа в Западной Сибири стабилизируется, поэтому весь прирост будет обеспечен за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, шельфа северных и дальневосточных морей. Значительные запасы и перспективные ресурсы природного газа Восточной Сибири и Дальнего Востока теоретически позволяют сформировать в данном регионе новые центры газодобычи.
Вместе с тем существующие тенденции развития отечественного ТЭКа не позволяют говорить о том, что в ближайшее десятилетие России удастся укрепить свои позиции на мировом рынке, превратив свой энергетический потенциал в политические дивиденды.
Возымеют свое действие факторы, сдерживающие рост добычи нефти в России. К главным среди них следует отнести критическое состояние действующей нефтеэкспортной инфраструктуры, а также проблемы воспроизводства минерально-сырьевой базы. Немаловажную роль сыграют политические ограничения в отношении строительства частных трубопроводов и допуска иностранных компаний на российский рынок; низкая инвестиционная активность нефтяных компаний; сужающаяся сырьевая база нефтяных компаний (последствие многолетнего превышения темпов добычи над темпами прироста запасов).
Основной фактор, ослабляющий позиции России на рынке нефтепереработки, – это морально и физически устаревшее оборудование, которым оснащено подавляющее большинство российских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). Поэтому, несмотря на то что в последние годы некоторые компании и проводили их модернизацию, в целом с технической точки зрения качество российской нефтепереработки значительно ниже мировых стандартов.
Среди первостепенных факторов, не позволяющих увеличивать добычу газа в России, следует указать на следующие:
политика «Газпрома», который в условиях существующих внутренних тарифов на газ не заинтересован в развитии внутреннего рынка;
отставание темпов роста добычи от темпов роста потребления газа;
необходимость инвестировать серьезные средства в разработку новых месторождений;
ставка на закупки центральноазиатского газа в ущерб инвестициям в добывающие проекты;
государственная политика по недопущению иностранных компаний в качестве операторов разработки наиболее перспективных объектов (Ямал, Штокмановское месторождение).
Наконец, следует отметить критическое состояние существующей нефтеэкспортной инфраструктуры и связанную с этим проблему модернизации действующей системы магистральных газопроводов, не говоря уже о монополистическом характере российской газовой отрасли.
В результате воздействия вышеперечисленных факторов потенциал развития добычи нефти может быть рассчитан лишь на несколько лет.
Вследствие неурегулированности налоговой системы и отсутствия мер по стимулированию инвестиций в геологоразведку сырьевые компании не смогут начать осваивать новые крупные месторождения и проводить геолого-разведочные работы. Темпы роста добычи нефти, которые Россия демонстрировала в 2000–2004 годах, вряд ли сохранятся в будущем. К концу второго десятилетия Россия выйдет на максимальную добычу порядка 10–11 млн баррелей в день (530–550 млн т в год) и сохранит этот уровень. К 2010-му российские поставки будут составлять порядка 15 % от объема мирового рынка нефти, а к 2030-му они снизятся до 10 %. Таким образом, с учетом роста мирового потребления доля России на мировом нефтяном рынке имеет тенденцию к снижению.
К 2010 году добыча газа на существующих месторождениях в России стабилизируется, и уже к этому времени дефицит газодобычи в Российской Федерации с учетом роста внутреннего спроса и экспорта может составить 75–150 млрд куб. м.
Чтобы поддерживать или наращивать добычу и экспорт энергоресурсов, России необходимо приступить к разработкам в неосвоенных районах, прежде всего в Сибири и на шельфе северных морей. Это требует политического решения по привлечению инвестиций (в том числе иностранных). Предполагается, что до 2010-го кардинальных перемен в этой сфере не произойдет, а возможные сдвиги в будущем уже не позволят добиться изменений к 2017 году.
Несмотря на лидирующие позиции в том, что касается масштабов добычи и транспортировки углеводородов, Россия значительно отстает по уровню использования наиболее перспективных технологий. Руководство страны фактически делает ставку на нефть, уголь и газ как на основные инструменты, позволяющие достичь и сохранить в перспективе статус великой энергетической державы. Между тем изменяющаяся структура мировой энергетики к 2030–2050 годам существенно снизит конкурентные возможности России.
Наиболее серьезным и актуальным на среднесрочную перспективу является отставание России в технологиях, связанных с производством и транспортировкой сжиженного природного газа. К настоящему времени на международный рынок поступает в сжиженном виде около четверти всего экспортируемого газа, при этом рынок растет стремительными темпами. Не исключено, что к 2017-му СПГ составит прямую конкуренцию трубопроводному газу.
В том, что касается реализации масштабных СПГ-проектов, в России складывается достаточно пессимистическая картина. Практически все объемы СПГ в рамках проекта «Сахалин-2» (единственный российский СПГ-проект, который может быть запущен в ближайшую пятилетку) законтрактованы, а ситуация вокруг остальных СПГ-заводов в настоящее время «провисла». Так, газ Штокмана (наиболее перспективное месторождение с точки зрения поставок СПГ в США) решено переориентировать в Европу, при этом поставлять его трубопроводным транспортом. А СПГ-завод в Усть-Луге даже в случае завершения его строительства до 2017 года в силу своей малой проектной мощности не способен сыграть решающую роль в становлении России как ведущей газовой державы.