Вячеслав ЛОГИНОВ
Первый заместитель председателя комитета по развитию Дальнего Востока и Арктики Государственной Думы Российской Федерации
Е-mail: loginov@duma.gov.ru

Николай ШВЕЦ
Заведующий кафедрой мировой электроэнергетики Международного
института энергетической политики
и дипломатии МГИМО МИД РФ,
д. э. н., профессор
Е-mail: electro@inno.mgimo.ru

Елизавета ФОНАРЕВА
Студентка МГИМО МИД России
Е-mail: lizafonareva.04@gmail.com

Арктическая зона России, обладающая колоссальными запасами углеводородных ресурсов и стратегическим транзитным потенциалом, в XXI в. стала ключевым регионом для реализации национальных экономических и геополитических амбиций. На её долю приходится большая часть запасов углеводородов всей Арктической зоны, что предопределяет энергетическую специализацию макрорегиона. Освоение этих богатств сопряжено с беспрецедентными климатическими, логистическими и геополитическими вызовами, формирующими комплексную программу развития арктической энергетики, выходящую за рамки традиционной добычи. Она включает масштабные проекты по сжижению природного газа, развивает атомную генерацию малой мощности, тестирует гибридные системы на основе возобновляемых источников энергии и создаёт уникальную логистическую инфраструктуру. Данный вектор развития региона напрямую соотносится с долгосрочными ориентирами государственной политики, закрепленными в Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2050 г.

Важным шагом на пути к социально-­экономическому развитию Арктики стало принятие Стратегии развития Арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2035 г., где ключевыми целями обозначено повышение качества жизни населения и комплексное развитие арктических регионов через совершенствование социальной инфраструктуры, здравоохранения, образования и поддержку коренных народов. Документ акцентирует необходимость преодоления отставания по качеству жизни от среднероссийских показателей, развития Северного морского пути как глобального транспортного коридора и стимулирования экономической активности с учётом климатических и логистических ограничений [1].
Эти цели находят своё отражение и в Стратегии пространственного развития Российской Федерации на период до 2030 г. с прогнозом до 2036 г., которая определяет Арктическую зону в качестве одного из ключевых геостратегических территориальных приоритетов. Документ предусматривает обеспечение транспортной связанности удалённых и труднодоступных территорий, развитие портовой инфраструктуры и круглогодичного судоходства по Северному морскому пути, рост грузовой базы за счёт экспорта ресурсных проектов, а также опережающее развитие энергетической инфраструктуры, включая газификацию, внедрение энергоэффективных технологий и создание резервов пропускной способности для международных коридоров. Особое внимание уделяется преодолению дефицита кадров, стимулированию трудовой мобильности и формированию условий для прекращения оттока населения из арктических регионов [2].

Ключевые энергетические проекты в Арктике

Ключевые энергетические проекты в Арктике занимают центральное место в реализации стратегических задач России по развитию национальной энергетики. Для России отмечается доминирующая часть в арктических запасах: порядка 73% всего природного газа, что в 2,7 раз больше, чем у других арктических стран в совокупности, и 45% запасов нефти Арктического региона (рис. 1) [3].

Эта ресурсная база формирует технологические и логистические приоритеты – крупные СПГ-проекты и морская инфраструктура становятся ключевыми драйверами региона:
Проект «Ямал СПГ» («Арктик СПГ 1») компании «НОВАТЭК» стал первым крупномасштабным интегрированным проектом по добыче, сжижению и перевозке газа в российской Арктике и фактически продемонстрировал жизнеспособность морского логистического подхода к арктическому газу. Мощность проекта составляет порядка 17,4 млн т/год [4], а первая поставка состоялась в декабре 2017 г. Перевозка осуществляется посредством флота газовозов ледового класса Arc7 и модульной сборки инфраструктуры, что снизило риски строительства в экстремальных условиях и обеспечило оперативный выход на экспортные потоки [5].
«Арктик СПГ 2», основным акционером которого таже является «НОВАТЭК», задуман как один из крупнейших арктических СПГ-проектов с мощностью 19,8 млн т/год и включает три технологические линии по 6,6 млн т/год. Запуск и коммерциализация проекта происходили в условиях сильного санкционного давления и дефицита газовозов ледового класса, что привело к поэтапной загрузке и временному сокращению режима эксплуатации. Тем не менее в 2024–2025 гг. «НОВАТЭК» отмечал поставки и постепенное наращивание активности на площадке [6].

Проект «Мурманск СПГ» («НОВАТЭК») позиционировался как крупнейший прибрежный СПГ-терминал с проектной мощностью порядка 20,4 млн т/год и планами ввода в эксплуатацию в 2027 г. В минувшие годы сроки неоднократно пересматривались: первоначальные целевые даты (2027–2029 гг.) не могут быть соблюдены из-за проблем с финансированием, санкций и логистики, наблюдались отсрочки и неопределённость по этапам строительства, вследствие чего проект не будет запущен раньше 2032 г. «Мурманск СПГ» является одним из важнейших проектов, так как поможет сбалансировать энергопоставки на арктическом побережье и усилить транзитную роль Мурманска [7].
Небольшой по мощности терминал «Газпром СПГ Портовая», производительность которого оценивается в 1,5 млн т/год, продемонстрировал гибкость. Несмотря на санкции США, введенные 10 января 2025 г. против «СПГ Портовой» и ее танкеров, «Газпром» продолжает отгрузки. 13 февраля 2025 г. партия СПГ была отправлена на танкере «Псков» в Китай, что демонстрировало попытку компании обойти ограничения. Хотя санкции создают серьезные проблемы для реализации СПГ, проект сохраняет стратегическое значение, потенциально требуя большей координации с другими подвергшимися ограничениям игроками, таким как «НОВАТЭК» [8]. Этот пример подтверждает стратегию многоканальной логистики – сочетание арктических заводов и терминалов на прилегающих морях позволяет наращивать экспорт даже в условиях ограничений.
Проект «Восток Ойл» («Роснефть»), ресурсная база которого оценивается в 7 млрд т нефти [9], заявлен как один из крупнейших проектов XXI в. с целевым уровнем добычи углеводородов в 115 млн т/год к 2030 г. Он предусматривает строительство терминала «Бухта Север» и магистрального трубопровода в 770 км [10]. «Восток Ойл» – системный проект, который формирует скоординированные потребности в энергоснабжении, портовой и трубопроводной сети, а также вызывает необходимость синхронизации с такими транспортными маршрутами, как Северный морской путь (далее – СМП) и Северный широтный ход.
Освоение Арктики, являющееся стратегическим направлением для российской экономики, сопряжено с комплексом сложных задач, ключевой из которых выступает надежное энергоснабжение промышленных объектов и поселений. Эта проблема усугубляется суровым климатом, логистическими трудностями и повышенным вниманием к экологии. Одним из перспективных решений для локальных задач являются возобновляемые источники энергии (далее – ВИЭ), эффективность которых зависит от корректной оценки ресурсов и применения технологий, адаптированных к арктическим условиям. Регион обладает потенциалом ВИЭ, включая энергию ветра, солнца, биомассы, морских приливов и геотермального тепла. Текущая совокупная мощность ВИЭ мала, однако принятое правительством решение об увеличении доли альтернативной энергетики в стране с 1 до 2,5% свидетельствует о потенциале для дальнейшего развития [11].

Благоприятные условия для ветрогенерации (сильные ветра и высокая плотность холодного воздуха) способствуют реализации проектов, таких как экспериментальная ветроэнергетическая станция в Лабытнанги и проект «Полярис» с четырьмя ветроэлектрическими установками в Ямало-­Ненецком автономном округе (далее – ЯНАО), Анадырская ветряная электростанция (далее – ВЭС) на Чукотке и ветроэнергетическая станция «Быков мыс» в Тикси, а также Кольская ВЭС мощностью 201 МВт. Солнечные электростанции успешно работают в ЯНАО, в поселках Батагай, Бетенкес Батамай, Джаргалах, селах Дулгалах, Куду-­Кюэль, Улуу, Юнкюр, Верхняя Амга, Столбы, Иннях Тойон-­Ары, Куберганя, Эйик, Дельгей. Суммарная мощность энергии, вырабатываемой солнечными установками на этих территориях, достигает 1,4 мВт. Преимущество таких электростанций заключается в том, что их эффективность в холодном климате повышается: при 0 °C станция имеет на 10% более высокий КПД, чем при 20 °C. Гидроэнергетика и приливные электростанции, такие как Кислогубская ПЭС и планируемая Северная ПЭС, также вносят свой вклад [11]. Однако потенциал ВИЭ в Арктике сложно оценить однозначно: к примеру, в Якутии, куда большая энергетика не доходит, в рамках развития распределенной генерации уже реализуются проекты автоматизированных гибридных энергокомплексов (далее – АГЭК), одним из основных компонентов которых являются ВИЭ – уже в эксплуатации находится 12 комплексов общей мощностью 13,7 МВт, а всего планируется построить порядка 80 АГЭК. С другой стороны, существуют весомые ограничения для масштабного внедрения ВИЭ, включая экстремальные климатические условия, сложность логистики и высокую стоимость инфраструктуры. На ближайшую перспективу наиболее реалистичным сценарием внедрения ВИЭ являются именно гибридные системы, а оптимальным направлением развития макрорегиона – газификация, как, например, в Мурманской области, где комбинация газовых/угольных ТЭЦ и Кольской АЭС формирует сбалансированную и надежную энергосистему.
Ключевым направлением диверсификации энергетического баланса Арктической зоны России также является создание атомной генерации малой мощности (АСММ). Развертывание автономных атомных станций призвано повысить экономическую целесообразность освоения труднодоступных северных территорий и интенсифицировать разработку месторождений полезных ископаемых.

Ярким примером служит энергообеспечение Баимского горно-­обогатительного комбината (ГОК) на Чукотке. В период с 2027 по 2031 гг. планируется ввод в эксплуатацию четырех энергоблоков с реакторами РИТМ‑200С совокупной мощностью 424 МВт в районе мыса Наглейнгын. Данное решение обусловлено изолированностью энергосистемы региона и значительным ресурсным потенциалом месторождений, включающим запасы меди (около 23 млн т), золота, молибдена и серебра. Наиболее перспективным является месторождение Песчанка с подтвержденными запасами 3,7 млн т меди и 234 т золота.
Параллельно развиваются и другие проекты. Компания «Норильский никель» совместно с «Росатомом» прорабатывает строительство АСММ в зоне многолетней (вечной) мерзлоты суммарной мощностью до 300 МВт. Технологической основой для них может стать реакторная установка РИТМ‑400 мощностью 80–90 МВт, разрабатываемая ОКБМ им. Африкантова для атомных ледоколов проекта «Лидер».
Внедрение АСММ способно кардинально изменить экономику энергоснабжения в Арктике. В настоящее время множество населенных пунктов зависят от дизельной генерации, что приводит к экстремально высокой себестоимости электроэнергии – от 100 руб./кВт·ч в отдельных районах Чукотки до свыше 1000 руб./кВт·ч в удаленных поселениях Якутии. Атомная генерация малой мощности предлагает альтернативу, позволяя снизить затраты и создать стабильную базу для энергоемких производств [9].
Логистика, в свою очередь, для крупных арктических проектов – не вспомогательный, а ключевой компонент экономической модели. Северный морской путь сокращает маршрут между Европой и Азией на 30–40% по сравнению с маршрутом через Суэцкий канал и с 2017 по 2019 гг. демонстрировал рост грузопотока с 10,7 до 31,5 млн т, а в 2024 г. этот показатель достиг 37,9 млн т. Учитывая активное развитие инфраструктуры, это значение может достичь 150 млн т к 2035 г. (хотя целевое значение стратегии развития Арктики составляет лишь 130 млн т к 2035 г.), а к 2050 г. – 200 млн т [3].
СМП одновременно способствует наращиванию экспорта в Азию и укрепляет позиции России в Арктическом регионе благодаря усилению контроля над судоходством: теперь иностранным судам все чаще приходится согласовывать свои маршруты с российской стороной. Однако обеспечение навигации требует усиления и модернизации арктической логистики, что стимулирует инвестиции в ледокольный флот (включая атомные ледоколы «Росатома») и навигационную инфраструктуру.
Развитие арктических энергетических проектов осуществляется в русле ключевых положений Энергетической стратегии России до 2050 г., утвержденной в апреле 2025 г. Энергостратегия задаёт системные рамки для адаптации ТЭК к долгосрочным глобальным вызовам. Документ констатирует, что Россия, обладая уникальными запасами ресурсов для всех видов энергетики, сохранит конкурентоспособность при любом сценарии развития мирового рынка [12].
Ключевыми задачами стратегии до 2050 г. являются эффективное освоение ресурсной базы, достижение технологического лидерства в энергетике и внедрение передовой системы управления, включая использование «цифровых двой­ников» отраслей ТЭК.

Реализация этих мер позволит полностью удовлетворить внутренний спрос на энергоносители, укрепить экспортные позиции, обеспечить технологический суверенитет и провести комплексную цифровую трансформацию топливно-­энергетического комплекса.
В рамках реализации Энергостратегии‑2050 Россия также сосредоточена на обеспечении устойчивого и безопасного функционирования своей энергосистемы, снижении негативного воздействия деятельности ТЭК на окружающую среду, повышении энергоэффективности и конкурентоспособности энергетического сектора.
Такая политика позволяет не только укреплять внутренний рынок и снижать внешние риски, но и создает надежную основу для экономической безопасности, обеспечивая выполнение международных обязательств, поддержку энергетической независимости и предотвращая возможные экономические потрясения, связанные с перебоями в энергоснабжении и потерей доверия к энергетической инфраструктуре.
Инфраструктура и инвестиции в арктическую энергетику
Инвестиции в энергетическую инфраструктуру на арктических территориях России являются неотъемлемой частью стратегии освоения региона и повышения его значимости для национальной экономики. По данным на 2025 г., общий объем инвестиций по пяти крупнейшим энергетическим проектам в АЗ составляет 656,3 млрд руб. Далее приведена таблица по пяти ключевым энергопроектам в Арктике с показателями по распределению финансирования и количеством новых рабочих мест по каждому проекту.

Эффективное функционирование этих и других энергообъектов напрямую зависит от развития смежной инфраструктуры. Ключевыми направлениями здесь являются развитие магистральных сетей, портовой и ледокольной логистики, а также соединение разрозненных локальных систем энергоснабжения в объединенную энергосистему (ОЭС) Арктики. Так, реализация централизованной электрификации в арктических регионах может существенно снизить тарифный и логистический барьеры и обеспечить более высокий уровень подключения крупных инвестпроектов к энергосистеме [10].
Одной из наиболее острых проблем является логистика. Существующая инфраструктура СМП близка к пределу своей пропускной способности. Этот вызов стимулирует Россию к активным инвестициям в развитие арктической инфраструктуры, включая масштабную модернизацию ледокольного флота (в том числе строительство атомных ледоколов проекта «Росатом») и навигационных систем [10]. Параллельно развиваются и другие инфраструктурные проекты, такие как создание магистральных ЛЭП высокого класса напряжения с применением технологий передачи постоянного тока, а также строительство и модернизация портовых терминалов (например, проект нового арктического судна класса Arc7).
Имеет значение и создание территорий опережающего развития (ТОР) – например, ТОР «Столица Арктики» в Мурманской области, где заявленные инвестиции резидентов превышали 100 млрд руб.

Центральным элементом стратегии является создание единой арктической энергосистемы. В настоящее время технологическое присоединение новых инвесторов к изолированным энергоцентрам других компаний зачастую невозможно как по техническим, так и по законодательным причинам. Высокая стоимость подключения и чрезмерные тарифы в изолированных энергосистемах, особенно в северных районах с суровым климатом, выступают значительным барьером для экономического развития Арктики. Реализация централизованной электрификации и создание единого рынка энергии и мощности с тарифом, ориентированным на себестоимость местных ресурсов (гидроэнергия, попутный нефтяной газ, уголь), позволит сделать электроэнергию доступной для всех инвесторов.
Перспективным техническим решением для формирования такой интегрированной системы являются высоковольтные линии электропередачи постоянного тока (далее – ВЛЭП ПТ). В специфических условиях Арктики, а именно удаленности, отсутствия дорог, высокой стоимости строительства и логистики, экономическая эффективность ВЛЭП ПТ по сравнению с традиционными линиями переменного тока становится очевидной уже при длине трассы 100–300 км. Ключевые преимущества данной технологии для региона включают в 2 раза меньшие потери при передаче, чем у линий переменного тока, более узкую полосу отчуждения земли, возможность асинхронного соединения разнородных энергоузлов, а также снижение капитальных затрат на строительство самой линии благодаря использованию более легких и простых опор [13].
На первом этапе целесообразно внедрение двухполюсных линий мощностью порядка 100 МВт с напряжением ±100 кВ, с проектированием значительного резерва по пропускной способности для будущего роста нагрузок. В долгосрочной перспективе это закладывает основу для создания региональной сети постоянного тока, обеспечивающей гибкое и надежное энергоснабжение [13].
Интеграция технологии ВЛЭП ПТ в программу централизованной электрификации позволит не только преодолеть инфраструктурные ограничения, но и создать технологический задел для масштабирования энергосистемы по мере роста экономической активности.
Этот подход имеет мультипликативный эффект, выходящий за рамки чистой энергетики. Повышение доступности энергии напрямую повысит привлекательность таких мер государственной поддержки, как «Арктический гектар», обеспечит надежным электроснабжением объекты вдоль СМП и создаст ключевые условия для реализации масштабных транспортных проектов, таких как строительство железнодорожной магистрали Северного широтного хода. Таким образом, электрификация формирует основу для комплексного прорыва в логистической инфраструктуре всего региона [14].
Инвестиционная активность в Арктике подтверждается макроэкономическими данными. Инвестиции в основной капитал Арктической зоны России с 2019 по 2023 гг. выросли на 92,4%, что выше среднероссийского показателя (82,4%).
В 2024 г. доля Арктической зоны в общем объёме инвестиций России достигла 9,4%, при целевом ориентире в 11%. Валовой региональный продукт Арктической зоны в 2023 г. составил 9,7 трлн руб., при этом доля инвестиций в ВРП выросла до 26,8%, тогда как средний показатель по стране – 17,1%. Параллельно наблюдается снижение степени износа энергетических фондов: с 2019 по 2023 гг. износ по направлению «Обеспечение электрической энергией, газом и паром» сократился на 0,4% (в среднем по РФ он вырос на 12,7%), что подтверждает эффективность модернизации генерирующих и сетевых мощностей [3].
Структура инвестиций демонстрирует четкий фокус на энергетический и сырьевой сектора. Ведущие позиции занимают: добыча полезных ископаемых (около 14,6 трлн руб.), перерабатывающая промышленность (5,4 трлн руб.) и энергетическая инфраструктура (более 656 млрд руб.).
Самым большим проектом по объёму капиталовложений остается «Восток Ойл» (11,8 млрд руб.). А крупнейшими проектами из сектора обрабатывающего производства являются «Арктик СПГ 1», «Арктик СПГ 2», «Арктик СПГ 3», а также Мурманский СПГ. Данные по финансированию этих проектов приведены в таблице 2.
В региональном разрезе лидерами по вкладу в ВРП АЗ РФ остаются Ненецкий (83,7% ВРП – добыча полезных ископаемых), Ханты-­Мансийский (78,8%), Красноярский край и Мурманская область, где реализуются крупнейшие проекты по нефти, газу и атомной энергетике [3].
Более 70% всех вложений концентрируются в энергетическом и промышленно-­транспортном кластере, что подчёркивает значимость этих секторов в Арктической зоне для России.
Таким образом, инфраструктура и инвестиции в арктическую энергетику формируют комплексное пространство: ресурсы, логистика, энергогенерация и связь с социальной средой. Успех дальнейшего развития зависит от способности обеспечить технологичную модернизацию сетей, создать устойчивые логистические цепочки, привлечь частные капиталы и обеспечить экологическую и территориальную устойчивость.

Влияние арктической энергетики на экономику России

Арктическая энергетика представляет собой один из фундаментальных системообразующих факторов российской экономики, оказывая влияние через множество взаимосвязанных каналов: формирование валового регионального продукта (ВРП) и налоговой базы, генерацию внешнеэкономической выручки, стимулирование инвестиционной активности и занятости, развитие транспортно-­логистической инфраструктуры, технологическую кооперацию, бюджетное перераспределение, а также через управление экологическими и климатическими рисками. Каждый из этих каналов не только подчеркивает масштаб вклада отрасли, но и иллюстрирует ее роль в обеспечении устойчивости и структурной трансформации национальной экономики, особенно в условиях геоэкономических вызовов.
В 2023 г. суммарный ВРП Арктической зоны Российской Федерации (АЗРФ) достиг 9,7 трлн руб., что составляет 6,2% от общероссийского показателя – пропорция, несоизмеримо высокая с учетом ограниченной площади и численности населения региона. Эта диспропорция обусловлена ресурсной специализацией арктических территорий, где капиталоемкие добывающие отрасли генерируют основную добавленную стоимость (57,6% ВРП), в то время как обрабатывающая промышленность вносит лишь 9,3%. О доминирующей роли энергетического сектора свидетельствует и концентрация капиталовложений: семь ключевых инвестиционных проектов оцениваются в совокупности в 20 трлн руб., из которых 14,6 трлн руб. приходятся на добычу полезных ископаемых и 5,4 трлн руб. – на переработку. В частности, проект «Восток Ойл» предполагает инвестиции в 11,8 трлн руб. и создание 83 тыс. рабочих мест [3]. Эти цифры подчеркивают, что арктическая энергетика формирует ядро производственной и инвестиционной активности макрорегиона, выступая системным драйвером общенационального экономического роста.
Существенное влияние арктических энергетических проектов проявляется и во внешнем секторе. Эти инициативы реформируют конфигурацию российских экспортных маршрутов, усиливая ориентацию на морские поставки и азиатские рынки. Согласно оценкам, потенциальная стоимостная ценность добычи и переработки арктических углеводородов на горизонте 2025–2035 гг. превышает 3,4 трлн долл., с доминирующим вкладом газа (более 2,3 трлн долл.) и нефти (свыше 620 млрд долл.). Такие объемы подчеркивают стратегическое значение арктических ресурсов для формирования внешнеторговой выручки, укрепления экспортного профиля страны и снижения зависимости от традиционных трубопроводных коридоров, особенно в контексте переориентации на Азиатско-­Тихоокеанский регион. Потенциальная грузовая база для СМП оценивается в 2,9 млрд т углеводородов, что усиливает экспортные возможности [3].
Не менее важен инвестиционный эффект и эффект занятости. За период 2019–2023 гг. инвестиции в основной капитал АЗРФ увеличились на 92,4%, опережая среднероссийские темпы, а доля региона в национальных инвестициях достигла 9,4% в 2023 г. (при целевом ориентире 11%). Доля инвестиций в ВРП АЗРФ составила 26,8% в 2023 г., значительно превысив общероссийский уровень (17,1%), что усиливает мультипликативные эффекты в смежных отраслях. ТОП‑7 проектов предполагают создание 155,5 тыс. рабочих мест, а крупные инфраструктурные инициативы в транспорте и логистике оцениваются в 2,5 трлн руб. (включая СМП, Северный широтный ход и порты), в то время как энергетическая инфраструктура требует свыше 656,3 млрд руб. Эти капиталовложения генерируют мощные мультипликаторы для строительства, машиностроения, сервисных отраслей и регионального рынка труда, расширяя локальную экономическую базу и способствуя долгосрочной устойчивости. Внутренние затраты на научно-­исследовательские и опытно-­конструкторские работы (НИОКР) и инновации в АЗРФ составляют 0,1% от ВРП в 2023 г., с целевым ростом до 2,5%, что подчеркивает необходимость стимулирования технологического развития для повышения производительности труда [3].
Проекты арктической энергетики напрямую определяют динамику Северного морского пути и сопутствующей логистики. Грузопоток по СМП вырос с 31,5 млн т в 2019 г. до 37,9 млн т в 2024 г., с прогнозом достижения 150 млн т к 2035 г. и 200 млн т к 2050 г. при развивающейся инфраструктуре. В противном случае показатель недополученных налогов будет составлять 557 млрд руб./год, а недополученная выручка будет равняться 2,8 трлн руб. ежегодно. Таким образом, инвестиции в инфраструктуру СМП являются не просто стратегическим, а экономически необходимым решением, определяющим будущую роль Арктики в национальной экономике (рис. 2).

Развитие портов (Мурманск, Индига, Бухта Север), ледокольного флота и Северного широтного хода создает стратегический транспортный коридор. Его экономическое значение заключается в сокращении транзитных издержек – например, путь «Мурманск – Шанхай» через СМП занимает 12–28 дней против 30–35 дней через Суэцкий канал, – повышении устойчивости экспорта к геополитическим ограничениям и формировании нового узла международной логистики для России. Согласно модели «СМП-прогноз», упущенная выгода из-за недостатка необходимой инфраструктуры составляет 557 млрд руб. налогов ежегодно, что подчеркивает стратегическую роль СМП в диверсификации маршрутов [3].
Технологический эффект арктической энергетики также заслуживает внимания. Реализация крупных проектов стимулирует отечественное судостроение (включая газовозы ледового класса), разработку модульных установок СПГ, платформ и технологий для условий многолетней (вечной) мерзлоты. Доля добавленной стоимости высокотехнологичных отраслей в ВРП АЗРФ выросла до 7,1% в 2023 г., способствуя НИОКР в судостроении и СПГ-технологиях. Санкционные ограничения, как отмечается в источнике, ограничили доступ к западным технологиям, усиливая потребность в импортозамещении и партнерствах с азиатскими поставщиками. Этот процесс имеет двоякий характер: с одной стороны, он замедляет внедрение инноваций, с другой – генерирует внутренний спрос на НИОКР, формируя новые цепочки стоимости и локализуя производства.
Бюджетное влияние арктических проектов не менее существенно. Благодаря высокой налоговой отдаче они служат основой для федеральных мер поддержки – от прямого финансирования до льгот резидентам и обеспечения северного завоза. Однако концентрация доходов в сырьевом секторе повышает уязвимость территорий: в Ненецком АО добыча полезных ископаемых формирует 83,7% ВРП. Этот риск монозависимости подчеркивает необходимость диверсификации экономики, развития переработки и стимулирования малого и среднего предпринимательства (МСП).
Наконец, влияние арктической энергетики неизбежно связано с экологическими и климатическими издержками. Промышленное развитие ускоряет климатические изменения: потепление на 2 °C за 50 лет может привести к ущербу от деградации многолетней (вечной) мерзлоты в 4–6 трлн руб. к 2050 г. Инвестиции в охрану окружающей среды в АЗРФ выросли с 34,7 млрд руб. в 2019 г. до 103,4 млрд руб. в 2023 г., с долей «зеленых» инвестиций 2,6% в общем объеме капиталовложений и планом роста до 4,5% к 2036 г. Эти факторы повышают капиталоемкость проектов, требуя интеграции климатических рисков в финансовые расчеты и системного экологического мониторинга. Ключевые экологические инициативы, такие как «Серная программа 2.0» (300 млрд руб.), направлены на минимизацию ущерба [3].
В целом, арктическая энергетика служит одним из стратегических столпов экономического развития России, оказывая многоканальное воздействие на макроэкономические индикаторы, отраслевую структуру и региональную устойчивость. Она обеспечивает значительную долю ВРП и экспортной выручки, поддерживает высокий уровень инвестиций и занятости, выступает драйвером СМП, а также стимулирует технологическое импортозамещение. Тем не менее зависимость регионов от сырьевой добычи и нарастающие климатические риски создают структурные уязвимости, требующие диверсификации и усиленного экологического контроля. К 2050 г. АЗРФ может стать центром устойчивого развития с ростом доли обрабатывающих отраслей в ВРП и эталонной системой экологического мониторинга, задавая траектории пространственного и технологического прогресса страны.

Технологические и экологические вызовы

Мерзлые грунты Арктики служат геотехническим фундаментом для значительной части региональной инфраструктуры – от зданий и дорог до трубопроводов и аэропортов. Однако ускоряющееся потепление, проявляющееся, в частности, в росте температур на 2 °C за последние 50 лет, инициирует масштабное оттаивание мерзлотных толщ. Этот процесс приводит к структурной деградации, просадкам и снижению несущей способности оснований. По оценкам, к 2050 г. воздействию могут подвергнуться 30–50% критически важной инфраструктуры в циркумполярных регионах, что трансформируется в значительные экономические последствия [15].
В России возможные потери от деградации многолетней (вечной) мерзлоты к 2050 г. могут достигать 7 трлн руб. (примерно 85 млрд долл.), причем 29% потерь связано с уменьшением добычи углеводородов из-за нестабильности оснований [16]. Примерно 20% существующих построек и 19% линейной инфраструктуры (дороги, трубопроводы) в российской части многолетней (вечной) мерзлоты могут потребовать полной реконструкции к середине века [17].
Для дорожной инфраструктуры России (существующая сеть) прогнозируемые расходы на период 2020–2050 гг. оцениваются примерно в 7 млрд долл., в сценарии модернизации – до 14,4 млрд долл. (с учётом расширения сети) [18].
Одним из ключевых факторов деградации окружающей среды остаётся загрязнение водных объектов. На одного жителя Арктической зоны РФ приходится вдвое больше сбрасываемых загрязнённых сточных вод, чем в среднем по стране, хотя темпы их снижения опережают общероссийские: за 2019–2023 гг. объём сбросов уменьшился на 27,6% против 14,1% по РФ. При этом регион по-прежнему остаётся критично уязвимым, поскольку только три арктических региона демонстрируют уровень загрязнённого стока ниже среднероссийского значения. Схожие тенденции наблюдаются и в сфере атмосферных выбросов: на Арктику приходится 27% всех стационарных загрязнений РФ (4,6 млн т) при росте выбросов на 2,8% за 2019–2023 гг. и крайне низкой доле их обезвреживания – 46% против 74% по России [3].
Отдельного внимания заслуживает накопленный экологический ущерб – результат многолетней промышленной деятельности, военного присутствия и отсутствия технологий переработки отходов. Территории, загрязнённые металлоломом, нефтепродуктами и радиоактивными материалами, представляют угрозу для хрупких экосистем Арктики. По данным проекта «Чистая Арктика», к 2023 г. удалось очистить 791 га территории и собрать 19,8 тыс. т отходов при участии 7,7 тыс. волонтёров. Однако масштабы исторического загрязнения остаются значительными, требуя развития современной системы обращения с отходами и восстановления нарушенных земель.
Повышенная техногенная нагрузка усиливается на фоне роста судоходства по СМП. Экологические риски включают выбросы загрязняющих веществ и парниковых газов, а также опасность аварийных разливов нефти и химикатов. Последние, хотя и характеризуются низкой вероятностью, имеют высокий уровень риска ввиду масштабов возможного экологического ущерба и угрозы биоте. Учитывая стратегическую роль СМП, планируется развитие системы экологического мониторинга арктической акватории, включая спутниковые и ледовые платформы наблюдений.
На фоне перечисленных угроз все более очевидной становится необходимость адаптационных мер. Также большое внимание уделяется созданию единой федеральной системы геотехнического мониторинга, оцифровке климатических рисков и стандартизации методов сбора данных о состоянии мерзлоты. Эти меры направлены на своевременное выявление деформаций оснований, снижение ущерба и оптимизацию проектирования техногенных объектов. Также предусматривается стимулирование «зеленых» инвестиций, увеличение доли экологических расходов до 10% к 2035 г. и реализация крупных проектов, включая «Серную программу 2.0» (300 млрд руб.), системы мониторинга СМП (9,6 млрд руб.) и очищение акваторий от затонувших атомных подлодок (2,9 млрд руб.) (таблица 3).

Несмотря на многочисленные вызовы, Арктика постепенно становится лабораторией устойчивого природопользования. В регионе формируется система экологического мониторинга, внедряются углеродный учёт, «зелёная» сертификация и технологии замкнутого цикла, последовательно ликвидируется исторический ущерб и развиваются решения по улавливанию и нейтрализации CO₂. Однако внедрение адаптивных инженерных технологий – термосифонов, усиленных фундаментов, комплексных систем контроля температуры грунта – остаётся капиталоёмким, что снижает экономическую привлекательность энергетических, промышленных и транспортных проектов.
Эколого-­климатическая повестка Арктики становится ключевым элементом её устойчивого развития: она интегрирует вопросы безопасности инфраструктуры, охраны окружающей среды, модернизации промышленности и адаптации к долгосрочным климатическим трендам. Арктика подтверждает статус региона, где переплетаются глобальные климатические процессы, ресурсные интересы и передовые концепции устойчивого управления.

Выводы

Таким образом, энергетический комплекс Арктической зоны России находится в стадии динамичной трансформации, определяемой как огромным ресурсным потенциалом, так и комплексом внешних и внутренних вызовов. Сформировалась многоуровневая архитектура отрасли, где масштабные проекты по добыче и сжижению газа выступают системообразующими инвестиционными и экспортными драйверами. Параллельно, для обеспечения устойчивости изолированных территорий и промышленных узлов, активно развиваются нишевые направления: атомная генерация малой мощности, гибридные энергокомплексы с ВИЭ и диверсификация логистики.
Экономическое влияние арктической энергетики носит мультипликативный характер, существенно опережая среднероссийские показатели по доле в ВРП, инвестициям в основной капитал и темпам их роста. Она формирует костяк грузопотока по СМП, стимулирует развитие портовой и ледокольной инфраструктуры, создаёт рабочие места и способствует технологическому импортозамещению в судостроении и энергетическом машиностроении.
Однако устойчивость этой модели подвергается серьёзным испытаниям. Ключевыми сдерживающими факторами остаются запредельные затраты и логистические риски, усиленные санкционным давлением, а также нарастающие экологические и климатические угрозы. Деградация многолетней (вечной) мерзлоты, загрязнение и уязвимость экосистем требуют масштабных адаптационных инвестиций и интеграции «зелёных» стандартов.
Реализуемая модель должна быть синхронизирована с целями Энергетической стратегии – 2050, направленной на укрепление технологического суверенитета, цифровую трансформацию ТЭК и обеспечение экологической безопасности. Достижение этих целей в Арктике, наряду с эффективным освоением ресурсов, позволит создать надежный фундамент для национальной энергетической безопасности и снизить зависимость от внешних рисков.

Сообщение О роли энергетического комплекса Арктики в достижении стратегических целей развитияэкономики России появились сначала на Энергетическая политика.

Илья ПОЛЕТАЕВ
Старший научный сотрудник, к. э. н., Институт региональных экономических исследований (ИРЭИ)
E-mail: poletaev1@gmail.com

Введение

В мае 2025 г. Министерство экономического развития России опубликовало государственный доклад о состоянии энергосбережения и повышения энергетической эффективности в РФ за 2023 г. [3], в котором приведена ежегодная оценка эффективности реализации государственной политики в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности в формате рейтинга регионов, рассчитанного на основании приказа Минэкономразвития России от 21.11.2022 г. № 636 [12]. По результатам каждому субъекту Российской Федерации присвоен рейтинговый класс энергоэффективности на основе диапазонов интегральных значений показателей рейтинга. В результате расчета установлено, что 84% субъектов Российской Федерации относятся к высокому классу энергоэффективности (А+, А или В). В 2022 г. к их числу относилось только 70%. Наивысший класс энергоэффективности (А++), как и в 2022 г., не сумел получить ни один регион. 33 региона (37%) улучшили свой класс энергоэффективности, из них 14 (15%) регионов – значительно более чем на 1 позицию.
Из таблицы 1 видно, что значимое место в реализации государственной политики и нормативного правового регулирования в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности занимает, по мнению экспертов, стратегическое планирование. Это нашло свое отражение в Энергетической стратегии России до 2050 г. [6, 7].
Опыт разработки субъектами РФ обоснований стратегических направлений и приоритетов перспективного развития отдельных отраслей и сфер экономики в условиях рынка незначителен, методология составления таких документов только формируется, организационные формы реализации стратегических предложений редко рассматриваются, поэтому стратегическое управление невозможно представить без возрождения планирования социального и экономического развития России. План экономического и социального развития – инструмент одного из основных методов управления реализацией государственной социально-­экономической политики. Это совокупность взаимосвязанных мероприятий, предусматривающая порядок, последовательность и сроки работ, конкретные количественные результаты хозяйственной деятельности, исполнителей и ответственных за реализацию плана, поэтому мероприятия по энергоэффективности необходимо реализовывать через планы и программы регионального развития.

К настоящему времени имеется определенный научно-­методический задел в исследовании проблем использования методов и механизмов регионального планирования и управления (труды П. И. Бурака, А. Г. Гранберга, С. Ю. Глазьева, В. Н. Лексина, П. А. Минакира, Н. Н. Михеевой, М. Б. Мазановой, В. Г. Ростанца, Ю. В. Савельева, В. И. Суслова, Б. М. Штульберга и др.) Среди основных западных специалистов по стратегическому управлению и планированию следует отметить Г. Минцберга, М. Портера, П. Дрюкера, Д. Миллера, А. Чандлера, Й. Шумпетера, Р. Саймонса, Ч. Линдблома и др. В то же время, несмотря на разработки и публикации по региональным и муниципальным планированиям как в России, так и за рубежом, ощущается потребность исследований вопросов планирования применительно к энергетике с учетом опыта, имеющегося в нашей стране (деятельность Госплана СССР, способствующего созданию подавляющей части национального богатства современной России) [5]. В работах известного ученого, генерального директора Института энергетической стратегии Виталия Бушуева убедительно подчеркивается необходимость использования опыта планирования и прогнозирования [2], что особенно важно, когда перед Россией стоят долговременные системные вызовы, влияющие на многие традиционные факторы роста.

Содержание исследования и его результаты

Автором проведен анализ решений основных задач по повышению эффективности использования энергетических ресурсов на федеральном и региональном уровнях на основе динамики изменения законодательной базы Российской Федерации. Методологической основой исследования явились основные положения законодательной и нормативной базы государственного управления [6], действующие в настоящее время, изменения в нормативные акты, сопоставительный анализ законодательной базы. Также рассмотрены проблемы реализации отдельных нормативно-­правовых актов.
Результаты исследования показали ряд проблем, прежде всего, в изменениях показателей программных заданий, роли и места соответствующих нормативно-­правовых документов, исполнителей мероприятий программ.
На федеральном уровне уже через 2,5 года после утверждения программы «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 г.» («ГПЭЭ‑2020», распоряжение Правительства Российской Федерации от 27.12.2010 г. № 2446‑р) было признано утратившим силу. Она была заменена новой государственной программой «Энергоэффективность и развитие энергетики», утвержденной от 03.04.2013 г. № 512‑р. Срок действия новой государственной программы был рассчитан на 2013–2020 гг. Результатом реализации мероприятий данной программы к 2020 г. должно было стать снижение энергоемкости ВВП на 13,5% (по сравнению с 2007 г.), она включила в себя подпрограммы развития практически всех отраслей энергетического комплекса – электроэнергетики, нефтяной и газовой отраслей, угольной промышленности, возобновляемых источников энергии и т. д. Основными задачами стали вопросы содействия инновационному технологическому развитию топливно-­энергетического комплекса. Еще через год постановлением Правительства Российской Федерации от 15.04.2014 г. № 321 была утверждена очередная государственная программа «Энергоэффективность и развитие энергетики» [3]. Следует отметить, что здесь был впервые поставлен вопрос совершенствования системы управления в области энергосбережения, обозначены требования к системе управления как комплекса мероприятий по мониторингу, анализу, прогнозированию, контролю, стимулированию и регулированию в сфере энергоэффективности экономики Российской Федерации. Указанная программа претерпела также множество изменений: срок действия подпрограммы был изменен с 2020 на 2018 гг., из самого названия программы было исключено (по непонятным причинам) слово «энергоэффективность».
Примечательно, что распоряжением Правительства Российской Федерации от 19.04.2018 г. № 703‑р был утвержден комплексный план по повышению энергетической эффективности экономики Российской Федерации [8], где планировались мероприятия по повышению энергетической эффективности генерирующих и добывающих предприятий, перерабатывающей промышленности, организаций бюджетной сферы, жилищно-­коммунального хозяйства и многоквартирных домов. Реализация мероприятий комплексного плана предусматривалась до 2019 г. включительно, а достижение целевых показателей реализации мероприятий было рассчитано по 2030 г. Следует подчеркнуть, что основная цель указанного плана формулировалась как увеличение вклада технологического фактора в снижение энергоемкости валового внутреннего продукта не менее чем до 1,5% в год, что в итоге должно привести к снижению энергоемкости ВВП (только за счет технологического фактора) по оценкам экспертов на 23% к 2030 г. по сравнению с 2016 г. Следует также отметить, что по поручению Правительства Российской Федерации от 1 апреля 2020 г. № ЮБ-П9–3129 Минэкономразвития Российской Федерации в августе 2020 г. подготовило и направило для согласования в федеральные органы исполнительной власти проект нового комплексного плана (таблица 2) уже с корректировкой по снижению энергоемкости ВВП страны к 2030 г. только на 20% от уровня 2017 г., также в основном за счет применения технологического фактора – модернизации объектов генерирующих предприятий при производстве электрической энергии, применения инновационных технологий и оборудования в промышленном секторе, повышения энергоэффективности многоквартирных жилых домов при строительстве и в рамках проведения капитального ремонта.

В свою очередь, с марта 2019 г. подпрограмма «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности» была перенесена в государственную программу «Экономическое развитие и инновационная экономика» (подпрограмма Д). Цель подпрограммы осталась той же – совершенствование системы управления, обеспечивающей эффективную реализацию государственной политики в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности; снижение энергоемкости ВВП экономики Российской Федерации. При этом объем финансирования из государственного бюджета данной подпрограммы еще более сократился: с нескольких миллиардов руб­лей до 62–66 млн руб. ежегодно. Срок действия подпрограммы был определен до 31.12.2024 г., то есть фактически произошел отказ от централизованной поддержки мероприятий по энергоэффективности на федеральном уровне и прекратилось финансирование как отраслевых, так и региональных мероприятий из федерального бюджета. Тем не менее требования Указа Президента Российской Федерации от 04.06.2008 г. № 889 и положения Федерального закона от 23.11.2009 г. № 261- ФЗ остались в силе.
В 2023 г. принято Постановление Правительства РФ от 9 сентября 2023 г. № 1473 «Об утверждении комплексной государственной программы Российской Федерации «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности». В новой программе дана оценка текущего состояния в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности экономики Российской Федерации, показано, что текущую ситуацию с повышением энергоэффективности экономики в нашей стране нельзя считать благополучной, а цель по снижению энергоемкости валового внутреннего продукта (ВВП) на 40% к 2020 г. не была достигнута, причем реальное снижение энергоемкости ВВП России составило всего 15% по сравнению с уровнем 2007 г. Среднегодовые темпы сокращения энергоемкости ВВП Российской Федерации составили 0,6% (отставание от среднеевропейских темпов в 5,4 раза, от среднемировых темпов – в 3,1 раз). Наиболее энергоемкими являются такие отрасли экономики как электроэнергетика и теплоэнергетика, обрабатывающая и добывающая промышленность, население (жилищный сектор), транспорт, строительство и жилищно-­коммунальное хозяйство (рис. 1).

Следует подчеркнуть, что в новой программе имеются существенные недоработки [1, 13]. Нет информации о сроках и этапах реализации, исполнителях, подпрограммах, федеральных проектах для секторов экономики, финансировании, мероприятиях и целевых индикаторах. Например, если в программе ГПЭЭ‑2010 обозначены 89 индикаторов по снижению энергоемкости ВВП за счет реализации мероприятий программы, то в ГПЭЭ‑2023 только 1. Не указана плановая экономия топливно-­энергетических ресурсов. Таким образом, «Программа‑2023» является незаконченным документом, реализация которой в практике затруднена, не соответствует действующим нормативным требованиям к разработке программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности.

На региональном уровне

Большинство регионов РФ в связи с выходом закона об энергосбережении начали разрабатывать и реализовывать соответствующие региональные программы. В их разработке, по мнению автора статьи, не в достаточной степени определены особенности регионов, потребности в ресурсах и затраты, связанные с развитием территории. Это количественные и качественные показатели. Требуется анализ потребления топливно-­энергетических ресурсов (ТЭР), структуры промышленного производства и ВРП, ограничений по наличию финансовых ресурсов, особенности использования местных источников энергии. Необходимо учитывать площадь, ландшафт, протяженность, континентальное расположение региона, численность и плотность населения. Каждый регион обладает собственным потенциалом повышения энергоэффективности (рис. 2).

По состоянию на 2023–2024 г. в 62 субъектах Российской Федерации реализуются программы в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности, по сравнению с 2022 г. количество субъектов не изменилось. Анализ сбоев в реализации региональных программ, по мнению автора статьи, прежде всего связан с особенностями организации управления в регионах РФ, при этом решения таких проблем не укладываются в рамки одной отрасли. Процесс их решения выступает как взаимодействие различных организаций (энергетики, промышленности, транспорта, связи, сельского хозяйства, непроизводственной сферы). Формируются объекты управления в регионе – межотраслевого назначения, где усиливается процесс кооперации организаций (объектов хозяйствования). Обобщение теоретических и методических материалов [6, 7] позволило выделить главные параметры, характеризующие проблемы энергоэффективности и энергосбережения в регионах, как объекты управления. Наряду с актуальностью и значимостью, особенностями таких проблем является их нетрадиционность и экономико-­организационная сложность решения.
Сформулируем ряд комплексных предложений и рекомендаций методического и организационного характера по совершенствованию планового руководства процессами энергосбережения в регионах и стране в целом.
Опыт выполнения предыдущих федеральных и региональных программ по энергоэффективности показал:

1. Важным вопросом является финансирование планируемых мероприятий. В случае привлечения сторонних (частных) инвестиций и/или получения кредитов, инвесторам и кредиторам требуется гарантия погашения и получения в назначенный срок определенной доли экономического эффекта от реализованных мероприятий. Государственная и региональная политика в данном случае играет важнейшую роль по содействию инвестиционного финансирования и должна целенаправленно стимулировать капиталовложения в энергоэффективные методы и технологии. Следовательно, новая программа энергоэффективности должна содержать целевые показатели привлеченного финансирования.
2. Программы энергоэффективности, помимо определения приоритетных целей и задач в различных секторах экономики, должны также содержать оптимальные, проверенные ранее варианты их достижения. Для каждой поставленной задачи должен быть предложен комплекс взаимодополняющих мер с возможностью их использования в регионах с различным уровнем экономического развития. Безусловно, в связи с тем, что регионы России имеют значительные отличия в структурах экономики и обеспеченности энергетическими ресурсами, приоритетные цели в области повышения энергоэффективности и энергосбережения, а также подходы к их достижению также должны быть различны. Регионы при этом должны получить полную свободу выбора мер по повышению энергоэффективности для достижения снижения конечного потребления энергии.
3. Реализация федеральной и региональных программ должна основываться на теории и методологии программного подхода. Такое положение дел, с одной стороны, усиливает целевую направленность финансовых средств, но, с другой стороны, не позволяет в достаточной степени использовать преимущества программно-­целевого управления как метода решения наиболее важных, приоритетных проблем, требующих внесения изменений в действующую структуру и методы управления. Программный подход не может быть всеобщим, в этом случае он потеряет свою эффективность. Поэтому важно сохранять строгость отбора проблем и глубину обоснования необходимости их программного решения. Целевая программа предусматривает комплекс мероприятий при разграничении полномочий и взаимодействии между федеральными органами управления, региональными и муниципальными органами власти, различными объектами хозяйствования. На региональном уровне с использованием программ осуществляется деятельность в отношении государственных и муниципальных объектов (административно-­регулируемая) и частных (административно-­нерегулируемая). Это определяет особенности в применении методов управления и построения процессов взаимодействия, наличия и содержании полномочий и ответственности.
4. В стратегических подходах к управлению энергоэффективностью следует прежде всего базироваться на принятый в 2014 г. Федеральный закон № 172-ФЗ «О государственном стратегическом планировании», который натолкнулся на ряд принципиальных сложностей в своей реализации. Это формирование организационных структур соответствующей деятельности и в целом всей системы взаимодействия органов исполнительной власти в РФ. Необходимо обеспечить согласованность и координацию действий участников стратегического планирования в разработке и реализации мероприятий прогнозов, концепций, программ и планов развития, а также определить методы контроля в области социально-­экономического развития по срокам их реализации, ожидаемым результатам и параметрам ресурсного обеспечения, информационному, ресурсному и кадровому обеспечению стратегического планирования. Регионы РФ в связи с выходом закона начали разрабатывать соответствующие региональные стратегии и программы, но в получении результатов столкнулись с проблемами их практической реализации, организации межведомственного взаимодействия разработчиков и исполнителей программ и проектов. И здесь характерен пример существующего положения в области энергосбережения в регионах. Он показывает необходимость четко определенных практических механизмов управления проведением энергосберегающей политики (остро встают также аналогичные проблемы и в других сферах экономики).
   Речь идет о создании организационных структур планирования и управления межведомственного характера. Следует определить их компетенцию, так как различные координационные структуры по реализации региональных программ не имеют соответствующих полномочий и рычагов управления. Система финансирования мероприятий программ, прежде всего, ориентирована на решение отраслевых (ведомственных) задач. В результате в значительной степени увеличиваются финансовые затраты, что делает их неэффективными [4, 7].

Сообщение Государственное регулирование управления энергоэффективностью на национальном и региональном уровнях в России появились сначала на Энергетическая политика.

Елена ВИНОГРАДОВА
Обозреватель журнала «Энергетическая политика»

Еще 10–15 лет назад работать в сфере ТЭК считалось престижным. Каждый второй ребенок мечтал стать нефтяником или газовиком, а каждый третий выпускник вуза – устроиться в крупную топливно-­энергетическую компанию, чтобы обеспечить себе карьерный рост и безоблачное будущее. Сегодня картина изменилась коренным образом. Минэнерго России, компании и аналитические агентства в один голос говорят, что ТЭК перестал привлекать потенциальных работников, особенно среди молодежи. Почти все крупные предприятия энергетических отраслей сталкиваются с нехваткой кадров и старением персонала. Причины просты: неконкурентный уровень зарплат, высокая ответственность, большой объем работы и пресловутая демографическая яма. Проблемы кадрового дефицита в ТЭК подняты в специальном исследовании «Карта рынка труда нефтегазовой отрасли», подготовленном Промышленно-­энергетическим форумом TNF и консалтинговой компанией «Апрайт». Итоги исследования будут представлены на форуме TNF‑2025, который пройдет в Тюмени 15–18 сентября.

Если в 2019 г. доля молодых специалистов до 35 лет в общей численности работников ТЭК составляла около 30%, то в 2023 г. она сократилась примерно до 27%. В 2025 г. она упала уже до 22%

Старость не в радость

В целом, по данным Минэнерго России, в отраслях ТЭК трудится примерно 2,6–2,7 млн человек. Эта полка держится последние 8 лет, несмотря на рост за этот же период отраслевых показателей по добыче, переработке и производстве электроэнергии. При этом становятся явными сразу несколько важных трендов, главными из которых являются общее старение населения России и текущая демографическая яма, вызванная критически низким уровнем рождаемости в 1990‑х гг. Следствием этого стало резкое старение работников отраслей ТЭК.
По данным Минэнерго России, если в 2019 г. доля молодых специалистов до 35 лет в общей численности работников ТЭК составляла около 30%, то в 2023 г. она сократилась примерно до 27%, а средний возраст работников достиг 42 лет. В 2025 г. доля молодых специалистов упала до 22%, а средний возраст сотрудников вырос до 43 лет. «Эти цифры говорят о старении персонала. Наиболее острая ситуация в электроэнергетике, где работников предпенсионного и пенсионного возраста 55+ больше, чем молодежи», – заявила директор административного департамента Минэнерго Ирина Арефьева на состоявшемся в мае этого года заседании комиссии Государственного совета РФ по направлению «Энергетика». В результате к 2029 г. необходимо будет восполнить суммарно порядка 300 тысяч работников.

«Между тем в других сферах доля молодых специалистов может достигать 66%, как, например, в торговле», – говорится в сообщении медиа-­центра TNF со ссылкой на «Карту рынка труда нефтегазовой отрасли».
Падение интереса молодежи к топливно-­энергетическому комплексу идет на фоне волны спроса на кадры в IT-индустрии, развития отечественной робототехники и систем искусственного интеллекта, а также биоинженерии и нанотехнологий. Согласно опросу «Работа.ру», в 2024 г. отрасли ТЭК не вошли даже в десятку наиболее востребованных специальностей в России.
«Сегодня нефтегазовые компании сохраняют формальное лидерство по привлекательности для соискателей, однако этот интерес в большей степени обеспечивается установками старших поколений. Среди молодёжи заметен явный сдвиг интереса в сторону более прогрессивных отраслей экономики – IT, ритейла, финтеха», – отметил генеральный директор Центра социального проектирования «Платформа» Алексей Фирсов в ходе первой онлайн-­встречи специалистов по управлению персоналом промышленных компаний ТЭК, организованной командой HR-саммита TNF 2025.

Без зарплаты нет и кадров

Одной из причин снижения интереса к отраслям ТЭК специалисты «Апрайт Аналитика» называют падение темпов роста зарплат в сферах ТЭК. Если в 2024 г. они росли на 10% каждые полгода, то в первом полугодии 2025 г. – только на 7%. Подобная динамика сохранится и в дальнейшем.
Эти выводы подтверждаются крупнейшей компанией ТЭК России – ПАО «Россети». На майском заседании Госсовета РФ по энергетике первый заместитель генерального директора компании Андрей Муров отметил, что уровень оплаты труда в электросетевом комплексе с каждым годом становится все менее и менее привлекательным для соискателей. Если в 2017 г. средняя зарплата в электроэнергетике была выше средней по России на 42%, то к 2024 г. это соотношение снизилось до 20%. С 2017 г. средняя зарплата по России выросла на 125%, но при этом в энергетике за этот же период рост средней зарплаты составил 89%.
Кроме того, в последнее время значимую роль стали играть льготы и незарплатное финансовое стимулирование. Как отмечает Андрей Муров, при поиске и найме программистов и специалистов в сфере информационных технологий «Россети» стали проигрывать даже небольшим IT-компаниям. Сейчас в «Россетях» реализуются программы компенсации части стоимости аренды жилья для сотрудников в возрасте до 35 лет на срок до трех лет. «Однако эти программы являются неконкурентными по сравнению с программами, предусматривающими возможность приобретения собственного жилья сотрудниками на условиях льготной ипотеки, как, например, в IT-отрасли», – цитирует А. Мурова ТАСС.

Риск, ответственность и тяжелый труд

Еще одним немаловажным кадровым фактором становятся более легкие условия труда и нематериальная привлекательность работы. Почти все отрасли ТЭК отличаются высоким уровнем ответственности, рискованностью и тяжелыми условиями работы. «Уже сейчас можно сказать, что, несмотря на более высокую оплату линейного персонала на производстве (84 тыс. руб.), торговля быстрее привлекает молодые кадры (средняя зарплата 60 тыс. руб.): за 2024 г. занятость в торговле выросла на 5,7%, в обрабатывающей отрасли – на 4%. Молодые специалисты до 35 лет чаще выбирают сферы с более легкими условиями и низким порогом входа, а зарплата становится менее значимым фактором», – отмечает руководитель «Апрайт Аналитика» Екатерина Сподина.
Больше влияния на уровень кадровой привлекательности оказывает широкое использование в ТЭК, особенно в нефтегазовой отрасли, вахтового метода работы. В таком формате работает 26% сотрудников, что заметно превышает показатели в других секторах промышленности. «Это значит, что нефтегазовым компаниям сложнее формировать благоприятную корпоративную среду из-за высокой сменяемости кадров, региональных культурных различий сотрудников и их необходимости долгое время находиться вдали от дома», – отмечают эксперты «Апрайт Аналитика».
В результате, по данным HeadHunter, с января 2022 г. количество незакрытых вакансий в нефтегазовой отрасли в России увеличилось в 2,5 раза, тогда как в среднем по России общее количество незакрытых вакансий выросло всего в 1,5 раза.

Система подготовки

Решить проблемы надвигающегося кадрового голода в ТЭК можно только за счет системных мер, связывающих в единый механизм государство, бизнес, образовательные учреждения и научные организации. В частности, активно продвигается идея подготовки специалистов не только по системе «вуз – компания» или «суз – компания», но и по системе «средняя школа – вуз – компания», которая предполагает подготовку и обучение профессиям учеников старших классов и колледжей, прохождение ими практики на предприятиях ТЭК. Такая система позволит сформировать у молодых людей представление о возможностях работы в ТЭК, подготовить их к поступлению в высшие или среднеспециальные учебные заведения с дальнейшим выходом на работу в ТЭК.
Важным является и модернизация самих энергетических и нефтегазовых компаний, повышение уровня цифровизации, роботизации, использование новых методов работы, внедрение современных и ультрасовременных технологий и оборудования. Это позволит привлекать молодых специалистов в том числе из смежных отраслей и направлений, а также повысить кадровую привлекательность отраслей ТЭК.
При этом необходимо понимать, что специалиста недостаточно привлечь в компанию, его нужно еще и удержать. Здесь большую роль играют нематериальные целевые установки, такие как возможность самореализации и построения карьеры, расширение своей деятельности, обеспечение социальной защищенности и положительные эмоционально-­психологические условия работы. Такой подход особенно важен в удаленных регионах со слабой культурно-­социальной инфраструктурой.
«Ключевая задача нефтегазовых компаний в такой ситуации – начать меняться изнутри, совершенствуя корпоративную среду и чётко формулировать привлекательные черты своей культуры для внешней аудитории. Это становится настоящим ориентиром для новых сотрудников», – подчеркнул А. Фирсов на встрече HR-специалистов компаний ТЭК, организованной TNF.
Тема кадрового обеспечения и разработка мер поддержки высококвалифицированных специалистов будет активно обсуждаться на Промышленно-­энергетическом форуме TNF. Это позволит выработать системный подход к решению проблемы и предложить инновационные методы развития кадрового потенциала страны.

Сообщение Кадры в кадре появились сначала на Энергетическая политика.

Алексей МАСТЕПАНОВ
Главный научный сотрудник Аналитического центра энергетической политики и безопасности ИПНГ РАН, д. э. н., профессор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, академик РАЕН
E-mail: amastepanov@mail.ru

Андрей СУМИН
Ведущий научный сотрудник Аналитического центра энергетической политики и безопасности
ИПНГ РАН, к. ю. н.
E-mail: 02.slot.cancans@icloud.com

Борис ЧИГАРЕВ
Ведущий инженер по научно-технической информации
ИПНГ РАН, к. ф.-м. н.
E-mail: bchigarev@ipng.ru

Топливно-­энергетический сектор Танзании традиционно характеризуется высокой степенью централизации и государственного участия в нём. Преобладание государства в добыче энергоресурсов, производстве, передаче и реализации электроэнергии обусловлено особенностями социально-­экономической структуры танзанийского общества и спецификой местных политических элит, сложившихся после обретения страной независимости в 1961 г. Джулиус Ньерере, один из ведущих политических деятелей Африки периода деколонизации, ставший первым президентом независимой Танзании и впоследствии неоднократно занимавший этот пост в течение длительного времени, с момента обретения страной независимости от Великобритании последовательно воплощал в жизнь свою концепцию «уджамаа» (англ. – ujamaa) , по сути представлявшую собой разновидность социалистической идеологии. «Уджамаа» предполагала высокую степень вовлечённости государства в развитие экономики и общества с опорой на внутренние ресурсы и человеческий потенциал. Естественно, что энергетическому сектору в этой концепции отводилось далеко не последнее место. Главенствующая роль государства в энергетике и освоении природных богатств рассматривалась в «уджаме» в качестве залога успешного развития народного хозяйства. Согласно «уджаме», государство в силу своего патерналистского статуса не только вправе, но и обязано при необходимости вмешиваться в экономику для реализации возложенной на него ответственности перед обществом. Отголоски данной концепции ощущаются и по сей день в происходящих в Танзании политических и экономических процессах. Некоторые современные исследователи указывают, что «уджамаа» стала своего рода естественной реакцией на колониальное прошлое едва обретшей независимость Танзании. Отмечается также, что Танзания является одной из стран, где наследие периода колониализма сказывалось ещё долго и особенно сильно даже после провозглашения независимости [1, с. 14]. Бывшая метрополия – Великобритания – и другие западные государства умело пользовались сохранявшейся финансовой, технологической и внешнеторговой зависимостью Танзании от своих рынков.

В основе энергобаланса страны традиционно лежит триада из природного газа (64,04%), гидроэнергии (30,69%) и ВИЭ [2, с. 361]. Центральную роль в национальной энергетике играет государственный электроэнергетический концерн TANESCO, чей удельный вес в производстве электроэнергии составляет 84% [2, с. 357]. Такая структура энергобаланса начала формироваться ещё в последние десятилетия колониальной эпохи. В частности, британская колониальная администрация санкционировала начало изыскательских работ на перспективных нефте- и газоносных участках на островах Занзибар, Мафия и Пемба. Компании Shell и British Petroleum осуществляли исследовательские работы на указанных островах в 1952–1965 гг. Колониальные власти также развивали гидроэнергетику. В 1966 г. правительство уже независимой Танзании заключило с итальянским энергетическим концерном инвестиционное соглашение об образовании совместного предприятия по строительству НПЗ в стране [3]. Во всех случаях речь шла о привлечении западных технологий, профессиональных кадров и финансирования.
Западное влияние на энергетическую политику Танзании видоизменилось со второй половины 1970‑х гг., когда власти страны решили сделать ставку на широкое использование ВИЭ. В этот период в Танзании начали появляться западные неправительственные организации (НПО), провозглашавшие своей целью содействие властям страны в развитии возобновляемой энергетики. При этом НПО опирались на открытую поддержку правительств представляемых ими государств. Кульминацией этого процесса стало учреждение в середине 1980‑х гг. в структуре Министерства водных, энергетических и минеральных ресурсов Танзании нового подразделения – Департамента возобновляемой энергетики. Указанное подразделение было создано при прямой организационной и финансовой поддержке Правительства ФРГ и, несмотря на название, сосредоточилось на развитии производства в стране древесного угля. Акцент на производстве именно древесного угля был сделан не случайно: древесный уголь традиционно используется городским населением в Восточной Африке в качестве энергоносителя, в то время как в сельских регионах предпочитают использовать дрова [4].

С подачи западных государств в Танзании была разработана и в 1992 г. обнародована новая энергетическая политика, содержавшая два кардинальных изменения в развитии национальной энергетики. Первое изменение было направлено на укрепление энергетической безопасности путём развития всех разновидностей возобновляемой энергетики, а не только гидроэнергетики. Упор здесь делался на ветроэнергетику, хотя предполагалось также расширение использования ископаемого энергоносителя – природного газа. Использование внутренних резервов стало приоритетом для политических элит страны в развитии ТЭК на последующие десятилетия. Второе изменение в энергетической политике было направлено на реформирование национального энергетического сектора путём разделения электроэнергетического монополиста TANESCO на формально независимые друг от друга узкоспециализированные компании и на допуск частных фирм для работы на внутреннем энергетическом рынке. Характерно, что указанный пакет реформ представлял собой стандартный набор требований, предъявлявшихся в тот период Всемирным банком ко всем развивающимся странам, искавшим средства для модернизации национальной энергетики. Таким образом, фиксация на официальном уровне в качестве новой парадигмы развития ТЭК двух новых постулатов – укрепления энергетической безопасности и либерализации внутреннего энергетического рынка – явилась основой нового этапа функционирования танзанийского ТЭК под контролем западных структур [5, с. 4].
Тем не менее, достигнутый компромисс оказался хрупким. Первоначально заявленное намерение стимулировать использование природного газа и энергии ветра нашло практическое воплощение лишь наполовину: интерес к ветроэнергетике иссяк, зато власти взялись за поиск и разработку газовых месторождений. Возросшее внимание к природному газу не стало случайностью. Первое крупное месторождение природного газа на территории Танзании было открыто ещё в 1974 г. [6, с. 1]. Годом ранее случился нефтяной кризис, пошатнувший мировую экономику и продемонстрировавший правящим элитам многих государств уязвимость их энергетической безопасности, и Танзания не стала исключением. Открытие в 1982 г. второго обширного газового месторождения – в бухте Мнази (область Мтвара на юго-востоке страны) – показало существенный ресурсный потенциал для развития газовой генерации в Танзании [7, с. 3]. Впрочем, в то время правительственные эксперты сочли разработку указанных месторождений природного газа экономически нецелесообразной ввиду изначально предполагавшихся незначительными их запасов. К тому же Танзания той поры страдала от политической нестабильности ввиду правительственной чехарды: в стране отсутствовали политическая воля и финансовые ресурсы для масштабных работ по обследованию и разработке перспективных газоносных участков. Идея разработки месторождений природного газа с целью производства электроэнергии для нужд внутреннего рынка обрела новый импульс лишь в 1993 г., когда соответствующий план (проект «Сонго-­Сонго») был обнародован одной частной электроэнергетической компанией, за которой стояли западные предпринимательские круги. Власти рассматривали газодобычу в качестве инструмента для стимулирования экономического развития бедных сельских регионов [7, с. 3]. Проект «Сонго-­Сонго» предусматривал добычу природного газа на побережье Индийского океана и его транспортировку по специально построенному газопроводу в регион Дар-эс-­Салама для генерации электроэнергии. Реализовывать проект предполагалось силами совместного предприятия, образованного танзанийским электроэнергетическим монополистом TANESCO, танзанийской же национальной нефтяной компанией TPDC (англ. – Tanzania Petroleum Development Corporation) и рядом западных компаний, благодаря участию которых проекту было гарантировано достаточное финансирование [8]. Совместное предприятие стало результатом компромисса между танзанийским правительством (которое первоначально планировало сделать проект государственным) и западными инвесторами во главе с Всемирным банком, которые, напротив, намеревались сохранить проект «Сонго-­Сонго» в частных руках. Указанные разногласия привели к существенному затягиванию проекта. Ещё более мощный удар по проекту «Сонго-­Сонго» был нанесён вскрывшимся в танзанийском электроэнергетическом секторе коррупционным скандалом. В 1995 г. частная компания-­производитель электроэнергии IPTL (англ. – Independent Power Tanzania Ltd.), учреждённая одним крупным танзанийским предпринимателем и малайзийской фирмой Mechmar Corporation, заключила контракт с государственными структурами на срочную поставку электроэнергии, производимой на принадлежащей ей дизельной электростанции. Поспешность при заключении договора поставки электроэнергии для государственных нужд, да ещё без проведения обязательного в подобных случаях тендера, формально объяснялась наступившей в стране продолжительной засухой, отчего резко снизилась выработка электричества на местных ГЭС. Вскоре, однако, выяснилось, что участвовавший в проекте танзанийский предприниматель обеспечил оперативное заключение упомянутого договора поставки путём подкупа целого ряда чиновников и политиков. В 1997 г. было объявлено, что компания IPTL изъявила желание заняться ещё и реализацией проекта «Сонго-­Сонго». В ответ Всемирный банк объявил о приостановке финансирования проекта «Сонго-­Сонго», обвинив танзанийские власти в нарушении уже достигнутых договорённостей. Некоторое время спустя и разразился скандал вокруг фирмы IPTL. Дополнительно выяснилось, что производимое фирмой электричество поставлялось государству по тарифам, существенно превышавшим средние по Восточной Африке расценки. Скандал спровоцировал громкие судебные процессы и отставки, а также породил скептическое отношение к другим частным компаниям-­производителям электроэнергии. В итоге консорциум западных участников во главе с Всемирным банком сумел обеспечить себе право на проект «Сонго-­Сонго», практическая реализация которого началась лишь в 2004 г. [1, с. 4] Взаимодействие танзанийских правительственных чиновников и представителей западных участников в рамках проекта «Сонго-­Сонго» проходило непросто и сопровождалось разногласиями. В этот период западные государства усилили нажим на Танзанию, требуя либерализации местного энергетического сектора, включая пересмотр правового статуса концерна TANESCO. Среди правивших тогда Танзанией политиков и чиновников также наблюдался раздрай. Председатель правящей партии, третий президент страны Бенджамин Мкапа (Benjamin William Mkapa) публично неоднократно подчёркивал свою приверженность реформированию национальной энергетики, чего от него требовали страны Запада. Но некоторые соратники Б. Мкапы и руководители государственных компаний относились к либерализации настороженно: сказывалось в том числе наследие социалистической ориентации страны в предыдущие десятилетия. Противоречия в правящем лагере привели к сохранению статус-кво в энергетике страны, хотя приватизировать TANESCO было решено ещё в 1997 г. В 2002 г. президент Б. Мкапа, выступая с речью перед западными представителями, в очередной раз подчеркнул свою приверженность реформированию национального энергетического сектора, но в то же время открыто признал, что в правящей партии и в правительстве страны существует сильное сопротивление либерализации: «Мы продолжаем движение в направлении приватизации остающихся в государственной собственности предприятий промышленности и коммунального хозяйства. Но процесс идёт сложно и медленно…» [5, с. 4]. Либерализация фактически началась лишь в 2002 г., когда одна южноафриканская компания выиграла тендер на управление концерном TANESCO. В 2004 г. на танзанийский электроэнергетический рынок вышла ещё одна компания с зарубежным участием: небольшая фирма Artumas, получившая финансирование от голландского инвестиционного банка FMO, планировала построить газовую электростанцию в регионе Мтвара на юго-востоке Танзании. Министерство энергетики Танзании и монополист TANESCO пытались препятствовать реализации проекта, но их усилия успехом не увенчались, поскольку проект получил поддержку президента страны Б. Мкапы, который как нельзя кстати оказался родом из Мтвары. Что касается самого электроэнергетического монополиста TANESCO, то планам по его приватизации и разделению на специализированные компании так и не суждено было материализоваться. В 2005 г. правительство вычеркнуло TANESCO из списка подлежащих приватизации государственных компаний. Принимая во внимание набиравшую в тот период кампанию по приватизации государственных предприятий, отказ от плана приватизировать электроэнергетическую монополию стоит рассматривать как нехарактерное для реалий того времени явление. Судя по всему, у TANESCO хватило влияния на успешную лоббистскую деятельность в высших эшелонах власти. К тому же правящая партия также предпочла оставить концерн в государственной собственности, явно руководствуясь соображениями национальной энергетической безопасности. Поскольку в тот момент TANESCO находилась в плачевном финансовом положении, правительство даже изыскало средства для срочного оздоровления компании и частичной модернизации её инфраструктуры. Впрочем, формально правительство Танзании продолжило придерживаться курса на реформирование (включая приватизацию) энергетического сектора, что было закреплено в 2006 г. в проекте закона об электроэнергии. Между тем в период 2003–2006 гг. в Танзании свирепствовала засуха, в результате которой резко снизилась выработка энергии на местных ГЭС. В попытке исправить ситуацию правительство срочно изыскало деньги на строительство нескольких газовых электростанций. Однако выделенных средств оказалось недостаточно, и в игру снова вступили западные организации, прежде всего упомянутый нидерландский банк FMO, которые и предоставили недостающее финансирование [5, с. 4].
Период 2008–2016 гг. можно условно выделить как отмеченный расхождениями во взглядах ведущих танзанийских политиков на перспективы развития энергетического сектора страны. Расхождения затрагивали главным образом крупные проекты в сфере возобновляемой энергетики (кроме гидроэнергетики, целесообразность дальнейшего развития которой никем не оспаривалась). Тем самым внимание влиятельных политиков и функционеров сместилось с газовой генерации на производство электроэнергии из ВИЭ. Такого рода внимание оказалось неслучайным, ибо Танзания как часть восточноафриканского региона располагает двумя важными предпосылками для развития «зеленой» энергетики (в особенности солнечной и ветровой): благоприятными природно-­климатическими условиями и постоянно увеличивающимся спросом на электроэнергию со стороны растущего населения и хозяйствующих субъектов [9, с. 59]. В отраслевое законодательство были внесены изменения, облегчающие децентрализацию и разделение крупных энергетических компаний, а также облегчение доступа частного капитала к работе в энергетическом секторе. Перечисленные изменения были направлены на стимулирование участия частных инвесторов, в особенности зарубежных, в развитии ветроэнергетики. Несмотря на позитивную реакцию за рубежом, ни один ветроэнергетический проект в стране не был реализован. Тому были две причины. Во-первых, после очередного коррупционного скандала в энергетическом секторе с участием частных инвесторов танзанийское правительство опять заняло невнятную позицию в отношении негосударственного капитала в национальной энергетике. Во-вторых, в правительстве снова ожил интерес к развитию газовой генерации, поскольку были открыты новые крупные месторождения природного газа. Период 2008–2016 гг. следует считать качественно новым в развитии энергетического сектора Танзании ещё и потому, что на него впервые обратили внимание инвесторы из Японии и Китая. В частности, в 2012 г. китайские инвесторы приняли участие в реализации проекта сооружения газопровода от месторождения в бухте Мнази до Дар-эс-­Салама протяжённостью в 542 км [10]. Не знавшие до этого конкуренции с Дальнего Востока европейские инвесторы продолжали действовать в Танзании в прежней, постколониальной парадигме, едва ли не ультимативно требуя теперь от местных властей приоритетного внимания к развитию «зеленой» энергетики. Между тем азиатские деловые круги руководствовались исключительно финансовой успешностью энергетических проектов и готовы были вкладывать в них солидные деньги. Осознав новые реалии, танзанийские правящие круги решили увеличить роль государства в стимулировании социально-­экономического развития – ещё недавно такой подход был бы рискованным ввиду отсутствия альтернатив западному капиталу, диктовавшему своё видение перспектив энергетики страны. Усилению роли государства в энергетическом секторе поспособствовала и засуха 2010–2013 гг. Производство электроэнергии на ГЭС снизилось, и правительство приняло решение профинансировать за счёт государственного бюджета строительство газопровода и нескольких газовых электростанций, дабы оперативно заместить выпавшие генерирующие мощности в гидроэнергетике. Тем не менее западное влияние на принятие Правительством Танзании решений в области развития национальной энергетики по-прежнему оставалось существенным. Правительство решило уделять внимание не только газовой, но и другим разновидностям генерации электроэнергии. Очередной план развития энергетического сектора Танзании закреплял провозглашенный Всемирным банком приоритет – производство электроэнергии при минимально возможной эмиссии парниковых газов. То есть фактически речь шла опять‑таки о развитии масштабных проектов «зелёной» энергетики в качестве выставляемого Западом условия получения крупных зарубежных капиталовложений [5, с. 5].
Наступивший 2008 г. ознаменовался усилением внимания правительства к развитию «зелёной» энергетики, не связанной с гидроэнергетикой. Был пересмотрен закон об электроэнергии, его новая редакция облегчала развитие возобновляемой энергетики в масштабах всей страны, причём речь шла уже не только о крупных проектах. Причин для принятия новой редакции закона об электроэнергии было две. Первая заключалась в создании рамочных условий для электрификации сельских регионов страны, в которых совокупно проживает 60% населения страны [4, с. 3]. Министр энергетики наделялся полномочиями по разработке программы электрификации в части усиления использования ВИЭ и строительства децентрализованных региональных систем электроснабжения. Второй причиной являлось давно декларируемое намерение правительства реформировать национальный энергетический сектор сообразно духу времени, разделив электроэнергетического монополиста TANESCO на специализированные компании и тем самым привнеся в энергетику конкурентное начало. Инициатива по пересмотру закона об электроэнергии исходила не только от правительства, но и от западных структур. Именно по требованию последних отдельные положения новой редакции были сформулированы таким образом, чтобы появилась правовая определённость в пользу частных (прежде всего зарубежных) инвесторов, желавших принять участие в программе электрификации.
По инициативе Шведского управления международного сотрудничества в области развития (англ. сокр. – SIDA), в течение длительного времени оказывавшего разного рода поддержку энергетическому сектору Танзании, в стране было учреждено Агентство по сельской энергетике (англ. – Rural Energy Agency, сокр. – REA), задачей которого стала координация мер по электрификации сельских регионов. Стоит отметить, что развитие возобновляемой энергетики вообще является одним из традиционных приоритетов SIDA. За расширение производства «зеленой» электроэнергии в Танзании под начинавшей всё активнее пропагандироваться парадигмой энергетического перехода [9, с. 59] выступил и Всемирный банк, эксперты которого разработали в 2007 г. специальную программу для развивающихся стран – «Проект по развитию энергетики и расширению доступа к энергии» (англ. – Energy Development and Access Expansion Project). Указанный проект был призван стимулировать развитие возобновляемой энергетики на условиях свободного рынка. Правительство Танзании присоединилось к проекту. С целью создания конкурентной среды в национальной энергетике и во исполнение задачи по электрификации сельских регионов, правительство выдвинуло инициативу учредить сеть небольших компаний-­поставщиков электроэнергии, генерирующие мощности каждой из которых не превышали бы 10 МВт. Западные организации-­доноры одобрили инициативу в 2008 г.
В том же году в учрежденном при правительстве Танзанийском инвестиционном центре (англ. – Tanzanian Investment Centre, сокр. – TIC) был официально зарегистрирован Wind East Africa – первый из трёх крупных проектов в области ветроэнергетики в Танзании середины первого десятилетия XXI в. Реализации проекта предшествовали масштабные проектные работы по замеру силы ветров и оценке целесообразности размещения ветрогенераторов в разных регионах страны. Проектные работы проводились при техническом и финансовом содействии Danida – Датского агентства международного развития. Проект Wind East Africa реализовывался на базе фирмы Six Telecom – танзанийской телекоммуникационной компании, принадлежащей представителям местной бизнес-­элиты, которые, в свою очередь, располагали связями в правительственных верхах. В частности, одним из собственников Six Telecom являлся тогдашний директор государственного Инвестиционного банка Танзании (англ. – Tanzania Investment Bank), ещё один собственник был связан с вице-президентом страны Билалом. Первоначально Six Telecom развивала проект в кооперации с британской компанией Aldwych, а в последующем – с организацией IFC, аффилированной с Всемирным банком. Проект был поддержан Правительством Великобритании. Стоит отметить, что Wind East Africa представлял собой типичный для танзанийских реалий результат сплетения государственных и частных интересов с отчасти непрозрачным составом бенефициаров и высоким уровнем участия представителей западных государств. Этот и последующие сходные проекты затевались и реализовывались крупными местными предпринимателями, имевшими связи в высших эшелонах власти, при участии инвесторов и организаций из стран Запада. Так, ещё один из масштабных ветроэнергетических проектов – Power Pool East Africa – продвигался группой учредителей – якобы частных лиц, некоторые из которых являлись депутатами парламента, где представляли правившую в стране партию. Практическая реализация проекта Power Pool East Africa проводилась при участии двух государственных организаций – концерна TANESCO и Национальной корпорацией развития (англ. – National Development Corporation, сокр. – NDC). При этом в качестве организационно-­правовой формы для проекта было выбрано смешанное частно-­государственное партнёрство, получившее наименование Geowind и учреждённое с целью получить финансирование от китайского банка Exim Bank. Участие TANESCO и парламентариев гарантировало проекту Power Pool East Africa под формальным руководством Geowind самую быструю реализацию по сравнению с сопоставимыми проектами на ВИЭ такого масштаба: в рекордно короткие сроки (в 2013 г.) компания Geowind получила официальное разрешение на поставку производимой ею электроэнергии.
Прямо противоположно сложилась судьба другого ветроэнергетического проекта – SinoTan. Инициаторы проекта практически не имели связей в управленческой и политической элитах Танзании, что предсказуемо гарантировало проекту массу трудностей при реализации. В целом указанные ветроэнергетические проекты хоть и были реализованы на практике, но их вклад в электрификацию сельских регионов оказался незначительным. Причиной тому являлся избирательный подход властей к применению норм закона об электроэнергии и нежелание усиливать роль частного сектора в расширении энергетической инфраструктуры. Правивший Танзанией в 2005–2015 гг. четвертый президент Джакайя Киквете (Jakaya Kikwete)  сделал одним из приоритетов своей политики в энергетическом секторе обуздание погони за сверхприбылями и потому в целом сдержанно относился к частным инвестициям в национальную энергетическую инфраструктуру. На руку Д. Киквете сыграл разразившийся в 2008 г. коррупционный скандал, когда достоянием гласности стали злоупотребления при проведении тендера на строительство газовой электростанции мощностью в 120 МВт. Победителем тендера была объявлена фирма Richmond Development Company – существовавшая лишь номинально, без какого‑либо опыта в производстве электроэнергии. В результате проведённого парламентского расследования выяснилось, что указанная фирма выиграла тендер по закулисной протекции премьер-­министра Э. Ловассы. Из-за разразившегося скандала в отставку вынуждены были уйти и премьер-­министр, и министр энергетики страны.
Сложившаяся ситуация сыграла на руку президенту Д. Киквете и его политическим союзникам: был усилен контроль за действовавшими на энергетическом рынке страны компаниями и практикуемыми ими методами по максимизации прибыли. Президент Д. Киквете заявил, что в целом не возражает против частного капитала в энергетическом секторе, но желает более чёткого разделения между деньгами и политикой. Д. Киквете энергично поддерживал деятельность учреждённого во исполнение закона об электроэнергии в редакции 2008 г. Агентства по надзору в сфере энергетических и водных ресурсов (англ. – Energy and Water Regulatory Authority, сокр. – EWURA). Агентство было наделено полномочиями защищать интересы потребителей энергии, в том числе посредством регулирования тарифов и контроля за деятельностью компаний – участников энергетического рынка. Укрепляя положение EWURA, президент Д. Киквете через данное агентство осуществлял реализацию своей политики по обузданию практики извлечения сверхприбылей энергетическими компаниями. Тем не менее описанные процессы наложили негативный отпечаток на общее восприятие вхождения частного капитала в энергетический сектор страны. Ярким примером тому служит неудача в реализации проекта частной зарубежной фирмы Artumas по строительству газовой электростанции в провинции Мтвара. В 2008 г. фирма Artumas запросила у EWURA официального утверждения разработанных ею тарифов на электроэнергию, которую планировалось поставлять потребителям с возводимой газовой электростанции. Тарифы утверждены не были, что привело к финансовым затруднениям у Artumas и её уходу с рынка. Построенная Artumas электростанция досталась в итоге электроэнергетическому монополисту TANESCO. Строительство крупных ветропарков в рассматриваемый период также сошло на нет: формально правительство не чинило особых препятствий инициаторам ветроэнергетических проектов, но в то же время уклонялось от оказания им действенной поддержки. [5, с. 6].
Новый сдвиг в энергетической политике Танзании пришёлся на 2010‑е гг. Не отказываясь от декларируемых реформ энергетического сектора, правительство в то же время начало подспудно продвигать посыл об усилении роли государства в энергетике. Одновременно с официальных трибун вновь зазвучали инициативы по расширению использования природного газа. В рамках этих инициатив в 2012 г. был подписан контракт на строительство крупного газопровода из Мтвары в Дар-эс-­Салам. Эти новые веяния были продиктованы несколькими причинами. Во-первых, в 2010 г. на континентальном шельфе Танзании были открыты первые по-настоящему крупные месторождения природного газа. Последующие годы ознаменовались новыми значительными открытиями газовых месторождений: по состоянию на 2022 г. оценочные запасы природного газа на танзанийском шельфе составляли 57,54 трлн куб. футов [11]. В том же 2010 г. страну поразила очередная засуха, продолжавшаяся и год спустя. В результате выработка электроэнергии танзанийскими ГЭС снизилась почти вдвое. Во-вторых, у западных структур, до той поры безраздельно занимавших монопольную позицию на рынке капитала и без согласия которых не была возможна реализация ни одного более-­менее крупного энергетического проекта в Восточной Африке, появился конкурент – Китай. Китайские инвесторы, в отличии от западных, в своей деловой практике руководствовались лишь критериями экономической целесообразности и финансовой окупаемости энергетических проектов. Именно китайские инвесторы согласились предоставить финансирование на строительство упомянутого газопровода после того, как его отказался финансировать Всемирный банк. Таким образом, впервые за время независимости Танзании западные финансовые структуры оказались не у дел при реализации масштабного энергетического проекта. В-третьих, традиционно бытующее в среде правящих элит Танзании стремление использовать природные ресурсы страны для ускорения её социально-­экономического развития получили новый импульс опять‑таки в 2010‑е гг. Новым веянием здесь стали планы увеличить производство электроэнергии для стимулирования развития страны, тогда как прежде в качестве единственного источника преобразований рассматривались прибыли горнодобывающей промышленности. Проект газопровода в Дар-эс-­Салам не являлся составной частью планов по электрификации страны. Его строительство было инициировано совместно Министерством энергетики и природных ресурсов и танзанийской государственной нефтяной компанией TPDC как способ укрепления национальной энергетической безопасности, уровень которой снизился из-за падения объёмов генерации на ГЭС вследствие продолжительной засухи. Правительство Танзании одобрило проект газопровода, тем самым сделав добычу и использование природного газа приоритетом текущей энергетической политики.
Период 2010‑х гг. интересен тем, что с открытием крупных газовых месторождений в стране и ростом влияния в Африке Китая правящие круги Танзании получили пространство для маневрирования в политике и экономике. У танзанийского правительства появились возможности и стимулы для долгосрочного планирования социально-­экономического развития страны на основе усиления роли государства, причём без необходимости оглядываться на Запад, как неизменно случалось прежде. Данный подход даже получил закрепление на официальном уровне в программных документах правительства (2015 г.) и Министерства финансов и планирования Танзании (2016 г.) в виде провозглашенного курса на снижение зависимости страны от различного рода помощи со стороны международных организаций [1, с. 5]. Проект газопровода из Мтвары в Дар-эс-­Салам рассматривался правительством как фактор укрепления национальной энергетической безопасности и как возможность для осуществления индустриализации страны на основе гарантированной и дешёвой энергии внутреннего производства. Власти рассматривали индустриализацию как насущную необходимость: рассматриваемый период характеризовался стремительным ростом урбанизации в стране – совокупная численность населения городов Мвандза, Дар-эс-­Салам, Аруша, Додома и Мбейя подскочила с 8,4 млн в 2002 г. до 22,8 млн в 2021 г. [12, с. 3, 16]. Власти поощряли урбанизацию, рассматривая увеличение городского населения как предпосылку экономического роста и залог трансформации и модернизации общества [12, с. 19]. Это диктовало необходимость ускоренного создания большого количества рабочих мест, соответствующей инфраструктуры и систем жизнеобеспечения за короткое время, что сделать возможно было только централизованно, т. е. при непосредственном участии государства [13]. По этой причине газопровод рассматривался как стратегический актив, которому надлежало находиться исключительно в государственной собственности. Было решено юридически зафиксировать государственный контроль над газопроводом посредством оформления его в собственность государственной нефтяной компании TPDC [5, с. 6].
Тем не менее, развитие энергетического сектора Танзании в 2010‑е гг. характеризовалось и колебанием властей относительно инструментов достижения поставленных целей. Невзирая на провозглашенный приоритет газовой генерации, правительство не могло не учитывать и мнений влиятельного частного сектора, который продолжал продвигать основанные на использовании других энергоносителей проекты – такие, как ветроэнергетические. С одной стороны, власти энергично взялись за развитие газодобычи и строительство газоперерабатывающей инфраструктуры [14]. Так, газопровод из Мтвары в Дар-эс-­Салам был построен в 2013–2015 гг., а уже в 2015–2016 гг. вступили в строй две крупных газовых электростанции – Kinyerezi‑1 и Kinyerezi‑2. Обе электростанции были построены по заказу концерна TANESCO на заёмные средства. Характерно, что проект Kinyerezi‑2 был профинансирован японским Банком международного сотрудничества (англ. – Bank for International Cooperation). Таким образом, середина 2010‑х гг. ознаменовалась выходом на энергетический рынок Танзании ещё одного влиятельного зарубежного игрока – Японии. Появление в Танзании китайских и японских инвесторов, равно как и сохранение высокого интереса к местному ТЭК со стороны западных компаний и международных организаций соответствующего профиля, объяснялись как раз упомянутым выше открытием в танзанийском секторе шельфа Индийского океана крупных месторождений природного газа в период 2010–2015 гг. [1, с. 2]. С другой стороны, параллельно строительству газопровода власти продолжали декларировать намерение развивать конкуренцию в национальной энергетике. В частности, в 2014 г. правительство обнародовало новый программный документ – «Дорожную карту-­стратегию реформирования отрасли электроснабжения на период 2014–2025 гг.» (англ. – Supply Industry Reform Strategy and Roadmap 2014–2025). Изданием этого документа власти стремились успокоить участников энергетического рынка и донести до них следующую мысль: разработка газовых месторождений и строительство инфраструктуры объективно требуют повышения роли государства в энергетической политике, но без ущемления интересов инвесторов, реализующих прочие проекты в энергетике. Основной целью правительства являлось стимулирование социально-­экономического развития в стране, и частный сектор рассматривался властями как один из благоприятствующих росту экономики факторов. В дорожной карте правительство в очередной раз подтверждало намерение разделить электроэнергетическую монополию TANESCO на профильные компании и шире открыть энергетический сектор для сторонних производителей электроэнергии. По замыслу инициаторов этого программного документа, к 2025 г. в Танзании должен был сформироваться полностью конкурентный рынок электроэнергии. Дорожной картой был предусмотрен резкий рост производства электроэнергии в стране: с 1500 МВт на момент издания документа в 2014 г. до 10 тыс. МВт в 2025 г. В рамках стратегии по укреплению энергетической безопасности предполагалась диверсификация национального энергобаланса за счёт реализации новых крупных проектов в сфере солнечной и ветровой энергетики. Необходимо отметить, что при президентстве Д. Киквете Танзания начала позиционировать себя в качестве сторонницы мер по смягчению последствий изменения климата. Практическим осуществлением реформы национальной отрасли электроснабжения руководил министр энергетики Соспетер Мухонго, занимавший данный пост дважды – в 2012–2015 и в 2016–2017 гг. Конечной целью реформы С. Мухонго видел формирование в стране функционирующего на конкурентных началах единого рынка электроэнергии. По замыслу министра, гибкий и конкурентный электроэнергетический рынок был бы способен изжить традиционные для танзанийской энергетики коррупцию и безудержную погоню за прибылью в ущерб развитию отрасли. Для ускорения реформы рынка электроэнергии по инициативе С. Мухонго в конце 2016 г. была издана директива об электроэнергии – в части реорганизации рынка электроэнергии и стимулировании конкуренции на нём (англ. – Electricity (Market Re-­Organisation and Promotion of Competition Regulation). Политика Д. Мухонго пользовалась поддержкой Всемирного банка, который рассматривал издание директивы и упомянутой выше дорожной карты в качестве закономерного результата проводившегося с его же подачи с 2013 г. реформирования газовой и электроэнергетической отраслей Танзании. Декларируемая властями через обнародование указанных программных документов приверженность реформированию энергетического сектора привела к смещению фокуса внимания с прежних масштабных ветроэнергетических проектов, лоббировавшихся заинтересованными группами. В частности, изначально успешно и быстро стартовавший проект Geowind оказался вдруг заморожен, поскольку правительство отозвало свою гарантию для кредита китайского банка Exim Bank в 2016 г. Правительство объявило, что отныне все подобные проекты будут реализовываться через открытые тендеры. В том же 2016 г. власти Танзании обновили перечень критериев, применяемых для оценки целесообразности реализации энергетических проектов. В перечень был включен критерий экологичности, понимаемый в том числе как уровень выброса углекислоты в атмосферу. До 2016 г. основными критериями оценки энергетических проектов были сметная стоимость, надёжность и доступность производимой в рамках проекта энергии. В тот период казалось, что наблюдавшийся в мире приоритетный подход к экологичности в энергетическом секторе укоренится и в Танзании, тем более, что его учёта при реализации новых проектов требовали западные финансовые круги и международные организации. К концу 2016 г. в стране на средства западных инвесторов строилось несколько крупных ветровых электростанций, спроектированных также западными специалистами. Впрочем, нельзя утверждать, будто энергетическая политика Танзании в указанный период проводилась исключительно с учётом пожеланий западных спонсоров и финансовых структур. Тогдашний министр энергетики и минеральных ресурсов Д. Мухонго приветствовал и расширение угольной генерации. Такой подход свидетельствует скорее о желании властей диверсифицировать энергетический баланс с целью укрепления энергетической безопасности страны. В целом по состоянию на начало 2017 г. энергетическая политика Танзании была направлена на реализацию крупных проектов с использованием ВИЭ (исключая гидроэнергетику) на базе частного капитала. Несмотря на предпринятые усилия властей и на позитивное отношение международных организаций, обеспечивавших благоприятный информационный фон, масштаб ввода в эксплуатацию генерирующих мощностей на ВИЭ оказался существенно ниже ожиданий [5, с. 7].
Тем временем, танзанийский политический ландшафт претерпел очередные серьёзные изменения, что не могло не сказаться и на энергетической политике страны. События начали развиваться по непредвиденной траектории. Пришедший к власти в 2015 г. пятый президент Джон Помбе Джозеф Магуфули (John Pombe Joseph Magufuli) провозгласил курс на ускоренную индустриализацию страны . Президент и его правительство объявили о намерении стимулировать развитие промышленности и сельского хозяйства. А это, в свою очередь, подразумевало производство дешевой и доступной энергии. Формально не провозглашая отхода от энергетической политики предшественников, новое правительство сделало ставку на развитие гидроэнергетики. Президент Д. Магуфули назначил на ключевые посты в промышленном и энергетическом секторах своих единомышленников, разделявших его видение ускорения экономического развития посредством усиления роли государства в экономике. В русле этой политики правительство в 2017 г. инициировало крупномасштабный гидроэнергетический проект, названный в честь первого президента Танзании – Julius Nyerere Hydropower Project (сокр. – JNHPP), включавший водохранилище и ГЭС. Проектная мощность ГЭС должна была составить 2100 МВт, что одномоментно более чем в два раза увеличило бы производство электроэнергии в стране. Реализация грандиозного проекта должна была занять десятилетия. Анонсируя проект, власти ссылались на череду неполадок в системе электроснабжения по всей стране в конце 2016 – начале 2017 гг. По замыслу правительства, проекту суждено было находиться в собственности государства. Обнародованию плана по реализации проекта JNHPP предшествовало освобождение от должности министра энергетики и минеральных ресурсов Танзании Д. Мухонго, выступавшего за диверсификацию национального энергетического баланса и против гипертрофированного развития гидроэнергетики. Новым министром энергетики и минеральных ресурсов стал М. Калемани – сподвижник президента Д. Магуфули, во многом разделявший социалистические методы стимулирования экономического развития. Изменения в энергетической политике нового правительства встретили резко негативную реакцию за рубежом, из-за чего танзанийские власти не сумели привлечь иностранное финансирование для реализации проекта JNHPP. Изначально планировалось финансировать проект на заёмные средства из-за рубежа. Попытки получить займы во Всемирном банке и Африканском банке развития окончились неудачей. Свой отказ банки мотивировали экологической нецелесообразностью проекта (согласно проекту, в зону затопления попадал заповедник дикой природы Селоус). Оставшись без западного финансирования проекта JNHPP, президент Д. Магуфули обратился за поддержкой к Китаю. Попытка успехом не увенчалась, ибо выдвинутые китайцами условия не устроили танзанийское правительство. В итоге было принято решение финансировать строительство за счёт внутренних заимствований и бюджетных вливаний. Часть финансирования обязались предоставить египетские строительные компании, выбранные правительством для технической реализации проекта. Одновременно усилилось давление на оппонентов энергетической политики Д. Магуфули внутри страны. В частности, выступавшим против проекта JNHPP депутатам парламента Танзании Д. Магуфули прямо угрожал тюремным заключением [5, с. 8].
Стоит отметить, что смещение правительственного приоритета в сторону гидроэнергетики не означало отказа от проектов с использованием прочих ВИЭ. В частности, в конце 2018 г. было объявлено о планируемом проведении тендеров на реализацию ряда проектов в области солнечной и ветровой генерации. Рассматривалась и возможность строительства угольных электростанций. Новость о тендерах вызвала удивление в экспертном сообществе – принимая во внимание, что реализовывать эти проекты предлагалось с привлечением частного финансирования, что противоречило линии президента Д. Магуфули на приоритетность государственного участия в энергетике. Эксперты полагали, что рассмотрение перечисленных проектов на официальном уровне стало своего рода уступкой властей в сторону государств Запада, которые продолжали оказывать закулисное давление на политическую верхушку Танзании с целью гарантировать себе дальнейшее участие в энергетическом секторе восточноафриканской страны [5, с. 8]. Впрочем, на тот момент планы по дальнейшему строительству солнечных и ветровых электростанций так и остались планами: тендеры не состоялись, а поступившие коммерческие предложения потенциальных участников застряли на стадии рассмотрения в правительственных кабинетах [5, с. 7].
Начало рассматриваемого периода ознаменовалось новым этапом противостояния Правительства Танзании с международными финансовыми организациями (в которых преобладали представители государств Запада) и по другому вопросу. 1 января 2017 г. от должности был освобождён директор электроэнергетической монополии TANESCO. Причиной увольнения стало повышение компанией тарифов на электроэнергию на 8,5% для всех категорий потребителей. Повышение тарифов хоть и было одномоментным, но не стало неожиданностью, ибо было загодя согласовано с Всемирным банком с целью привязки тарифов к уровню инфляции для привлечения зарубежных инвестиций. Кроме того, индексация тарифов была одобрена национальным регулятором EWURA. Повышение тарифов на 8,5% оказалось существенно ниже изначально намеченного, но всё равно было расценено президентом Д. Магуфули как неоправданное. Стоит отметить, что новоизбранный Д. Магуфули оказался на должности в качестве компромиссного кандидата в результате внутренних интриг в правящей партии, и потому поначалу действовал осторожно, стараясь учитывать интересы всех разнонаправленных политических сил. Увольнение директора TANESCO стало первым самостоятельным шагом президента страны. В качестве обоснования Д. Магуфули привёл программу правящей партии и собственные взгляды на перспективы развития страны: «Мы лишаемся возможности развивать промышленность, разрабатывать планы по снабжению электроэнергией сельских регионов… лишь потому, что кто‑то в силу своего должностного положения произвольно повышает тарифы. Это неприемлемо» [5, с. 7]. Данное высказывание следует рассматривать как квинтэссенцию проводимой при правлении Д. Магуфули энергетической политики: в рассматриваемый период 2017–2021 гг. танзанийские власти отдавали приоритет ускоренной индустриализации экономики на основе дешевой энергии, причём особый акцент делался на электрификацию сельских регионов, население которых представляло собой электоральную базу правящей партии. В ответ Всемирный банк отменил предоставление третьего по счёту транша из серии взносов по 100 млн долл. США на рекапитализацию TANESCO. Формальным основанием данного шага стали проволочки властей с имплементацией достигнутого ранее соглашения между Танзанией и Всемирным банком по расширению поставок электроэнергии, произведённой частными компаниями с западным участием. В посвящённом Танзании разделе годового отчёта Всемирного банка, обнародованном в декабре 2017 г., было указано, что обе газовые электростанции проекта Kinyerezi так и не были приватизированы, а «политика государства по отношению к участию частного сектора в будущих энергетических проектах остаётся неясной» [5, с. 8]. Тем не менее правительство президента Д. Магуфули продолжало гнуть свою линию по закреплению преобладающей роли государства в энергетике. Так, в 2019 г. власти изыскали средства на увеличение мощности на 185 МВт газовой электростанции Kinyerezi‑1, владельцем которой является государственный концерн TANESCO. Строительство дополнительных генерирующих мощностей было призвано покрыть возникший дефицит электроэнергии на рынке, покуда продолжалось строительство ГЭС в рамках проекта JNHPP [5, с. 9].
Начавшийся в 2017 г. период противостояния танзанийских властей с международными организациями и влиятельными финансовыми структурами завершился в марте 2021 г. со скоропостижной смертью президента Д. Магуфули. Через два дня после ухода из жизни Д. Магуфули его должность перешла к вице-президенту страны Самии Салуху Хассан (Samia Suluhu Hassan) . Первая в истории Танзании женщина – глава государства – сразу взяла курс на разрешение накопившихся противоречий с западными донорами и инвесторами. В первую очередь власти смягчили подход к нормативному регулированию прав собственности на электрогенерирующие мощности. Зарубежным инвесторам снова было разрешено участвовать в реализации энергетических проектов в Танзании. Были упрощены правила проведения тендеров на строительство ветровых и солнечных электростанций. Если раньше заявки потенциальных инвесторов на участие в тендерах подавались в Министерство финансов Танзании (где нередко их дальнейшая судьба оставалась неясной), то с начала 2022 г. такие заявки стала в ускоренном порядке рассматривать команда экспертов из госкомпании TANESCO. Реакция иностранных предпринимателей не заставила себя ждать: уже в 2021 г. возобновилась реализация новых электроэнергетических проектов. В частности, в мае 2021 г. было подписано первое соглашение такого рода – о строительстве ГЭС Малагараси мощностью в 50 МВт. Финансировать проект предполагалось из двух зарубежных источников – посредством займа от Африканского банка развития (англ. сокр. – AfDB) и из формально ассоциированного с AfDB фонда, за которыми на деле стояли китайские инвесторы. Месяцем позже состоялось подписание второго энергетического проекта с зарубежным участием. На сей раз в качестве иностранного инвестора выступило Французское агентство по развитию (англ. – French Development Agency, сокр. – AFD), а с танзанийской стороны соглашение подписало государственное министерство финансов. Французская сторона обязалась профинансировать строительство солнечной электростанции производительностью в 50 МВт в Шиньянге. Характерно, что все возводимые объекты формально считались государственной собственностью (право собственности регистрировалось на госкомпанию TANESCO), хотя строительство велось на средства частных инвесторов. Особенно знаковым стоит считать возвращение западного капитала в танзанийский энергетический сектор. Собственно, Французское агентство по развитию одобрило техническое обоснование проекта солнечной электростанции в Шиньянге ещё в 2016 г. и выделило финансирование на строительство в 2019 г. Реализация проекта поначалу затянулась из-за аппаратных игр внутри танзанийского Министерства финансов. Причин для последующих изменений в энергетической политике Правительства Танзании, в том числе в отношении к зарубежному капиталу в энергетической отрасли, было две. Во-первых, уже в самом начале своего нахождения на посту новый президент страны С. Хассан заменила практически всё руководство энергетической отрасли. Среди вновь назначенных функционеров было много приверженцев либерального подхода к экономике. В сентябре 2021 г. был отправлен в отставку министр энергетики М. Калемани, его преемником стал Дж. Макамба – давний протеже бывшего президента Д. Киквете и сторонник реформирования энергетического сектора на основе принципов рыночной экономики. При правлении президента Д. Магуфули Дж. Макамба некоторое время занимал пост министра по делам окружающей среды, но был уволен за праволиберальные взгляды в 2019 г.

После назначения на пост министра энергетики, Дж. Макамба объявил о намерении реформировать национальный энергетический сектор, разделить энергетическую монополию TANESCO на профильные компании, и создать новую систему формирования тарифов на передачу и приобретение электроэнергии согласно принципу экономической целесообразности. Дж. Макамба расставил своих единомышленников на ключевые посты в Министерстве энергетики и в TANESCO. Главой TANESCO стал функционер, отвечавший в правление президента Д. Киквете за проведение преобразований в экономике, а исполнительным директором монополии и вовсе был назначен выходец из частного сектора – невиданное до сих пор для Танзании явление. Во-вторых, страну в очередной раз поразила засуха, и падение выработки на ГЭС вкупе с перебоями в подаче электроэнергии снова заставило власти думать о диверсификации энергетического баланса. Проблема укрепления энергетической безопасности в общенациональном масштабе затмила в какой‑то момент межпартийные и межрегиональные противоречия, заложницей которых в Танзании традиционно становилась энергетическая отрасль. Правительство принялось обсуждать проведение реформы национальной энергетики, которая была свёрнута при правлении президента Д. Магуфули. Был снят негласный запрет на проведение тендеров по реализации проектов в области солнечной и ветровой генерации. При этом подразумевалось, что за некоторыми номинальными участниками подобных тендеров стояли западные инвесторы. Снова стали появляться и другие проекты на основе частно-­государственного партнёрства, когда зарубежные компании представляли планы строительства или реконструкции генерирующих мощностей в сотрудничестве с концерном TANESCO. По состоянию на апрель 2022 г. танзанийские власти вели переговоры с пятью зарубежными компаниями о строительстве трех солнечных электростанций мощностью 50 МВт каждая и двух ветровых электростанций мощностью по 100 МВт с правом последующей реализации производимой на указанных объектах электроэнергии. С упрощением процедуры регулирования тендеров танзанийский энергетический сектор снова стал интересен западным инвесторам. К марту 2023 г. в стране активно работали компании из США, Великобритании, Франции, Норвегии и Японии. Залогом успеха для работы на танзанийском энергетическом рынке для зарубежных инвесторов стал более гибкий подход к юридическому оформлению права собственности на создаваемые ими генерирующие мощности – в отличии от традиционно продвигаемого Всемирным банком режима наибольшего благоприятствования для иностранных компаний при работе в развивающихся странах [5, с. 10]. Показательным примером здесь служат два проекта: солнечная электростанция Кишапу мощностью в 50 МВт (возводимая на средства Французского агентства по развитию) и ГЭС Каконо мощностью в 87 МВт (соглашение о строительстве которой, подписанное в начале 2023 г., предусматривало софинансирование на средства всё того же Французского агентства по развитию, а также Африканского банка развития и Евросоюза). В обоих случаях инвесторы согласились на регистрацию права собственности на возводимые генерирующие мощности в пользу TANESCO. Впрочем, невзирая на определённую уступчивость западных инвесторов, танзанийскую правящую партию по-прежнему раздирали противоречия по отношению к роли государства в энергетической отрасли. Часть функционеров с подозрением относилась к ослаблению контроля за зарубежным присутствием в национальной энергетике. В последние месяцы своего пребывания в должности министра энергетики Дж. Макамба также несколько отошел от своей линии на приоритетное привлечение зарубежных инвесторов в электрогенерирующий сектор. В этот период Дж. Макамба неоднократно обращался к представителям танзанийского частного сектора с призывами инвестировать в развитие национальной энергетики, дабы не отдать её полностью на откуп иностранным компаниям.
Противоречия в правящем лагере обострились к концу 2023 г., когда ряд руководящих постов в правящей партии и в госаппарате снова заняли приверженцы политики покойного президента Д. Магуфули. Так, в сентябре 2023 г. министр энергетики Танзании Дж. Макамба был переведён на должность министра иностранных дел, новым министром энергетики стал Д. Битеко. При правлении президента Д. Магуфули Д. Битеко занимал пост министра минеральных ресурсов. Одним из первых шагов Битеко на должности министра энергетики стала замена своими ставленниками генерального директора и председателя совета директоров энергетического монополиста TANESCO. Министр Д. Битеко также инициировал проверку и пересмотр проектов соглашений с зарубежными нефтегазовыми компаниями по освоению крупных офшорных газовых месторождений на танзанийском шельфе, которые были разработаны и практически готовы к подписанию под руководством его предшественника [5, с. 10]. Формальным поводом для кадровых перестановок стала якобы неспособность прежнего руководства энергогиганта ликвидировать дефицит электроэнергии вследствие затянувшейся засухи общенационального масштаба. Более того, Президент Танзании Самия Салуху Хассан назначила Д. Битеко одновременно и вице-премьером правительства. Причиной усиления позиций приверженцев политики покойного президента Д. Магуфули стала якобы чрезмерная уступчивость правительственных чиновников по отношению к зарубежным инвесторам. Правда, в данном случае речь шла уже не о западных компаниях, а о предпринимателях из ОАЭ. Резкое усиление позиций сторонников политики Д. Магуфули случилось после передачи части порта Дар-эс-­Салам в коммерческое управление портовому оператору из ОАЭ – компании Emirati DP World, одной из крупнейших в мире в своей сфере. Сразу после обнародования данной сделки, вызвавшей недовольство в политических и предпринимательских кругах Танзании, президент страны Самия Салуху Хассан ввела в состав правительства не только упомянутого Д. Битеко, но и ряд других бывших функционеров из администрации покойного Д. Магуфули, разделявших критические взгляды на присутствие зарубежных инвесторов в стратегически важных секторах национальной экономики. Говоря о работе инвесторов из ОАЭ в Танзании, необходимо отметить, что в последние годы по активности в энергетическом секторе страны они практически не уступают конкурентам из стран Запада. В ходе государственного визита Президента Танзании в ОАЭ в феврале 2022 г. (делегация включала и министра энергетики) танзанийская делегация позитивно отреагировала на интерес местных деловых кругов к энергетической отрасли своей страны. В августе того же года между TANESCO и эмиратской компанией Masdar был подписан Меморандум о взаимопонимании по строительству в Танзании на средства инвесторов из ОАЭ генерирующих мощностей возобновляемой энергетики совокупной производительностью в 2000 МВт.
Описанная ситуация продолжается в вялотекущем режиме и в настоящее время. По официальным данным, Танзания по состоянию на май 2023 г. имела очень благоприятное соотношение производства и предложения электроэнергии: заявленная совокупная производительность генерирующих мощностей страны составляла 1,9 ГВт, в то время как в пик потребления спрос якобы достигал лишь 1,432 МВт. На практике в течение 2023‑начала 2024 гг. имели место неоднократные и продолжительные периоды рационирования электроэнергии для потребителей по всей стране. Причинами тому называются продолжительная засуха и массовый выход из строя ветшающего оборудования электростанций и передающей инфраструктуры вследствие хронического недостатка финансирования [9, с. 65]. Сложившаяся ситуация проистекает из по-прежнему нерешённых политических и правовых неопределённостей с заключением и исполнением инвестиционных соглашений в энергетической сфере. Несмотря на благоприятные критерии проведения тендеров и выгодные предложения инвесторов, переговоры между ними и властями неизменно заходят в тупик при обсуждении финансовых условий реализации электроэнергии, которую должны производить на планируемых к строительству электростанциях. Ожесточенные споры возникают из-за вполне обоснованного желания зарубежных инвесторов включить в указанные соглашения положение «бери или плати», оговорки о передаче возможных будущих споров на рассмотрение в между­народные арбитражные суды и требований инвесторов к Правительству Танзании о предоставлении различного рода официальных гарантий по защите своих интересов. Танзанийские власти, в свою очередь, отказываются идти навстречу зарубежным инвесторам в перечисленных вопросах. Проведение тендеров на строительство новых ветровых и солнечных электростанций было официально приостановлено в начале 2023 г. В это же время зашли в тупик и переговоры правительственных чиновников с крупными западными нефтегазовыми компаниями (такими как Shell, Equinor и др.) на предмет разработки танзанийских месторождений углеводородов: местная пресса практически в открытую обвиняет западные правительства и концерны в использовании неоколониальных методов ради достижения своих целей [15]. Начиная с этого периода, в танзанийской политической элите снова имеют место острые разногласия по поводу дальнейшего пути развития национальной экономики и роли, которую должен играть при этом энергетический сектор [5, с. 10]. С конца 2023 г. и по настоящее время отсутствует ясность, в какую сторону будет направлен вектор государственной политики в энергетической сфере вообще и как это отразится на развитии танзанийского энергетического сектора в частности [5, с. 9]. Между тем танзанийский ТЭК отчаянно нуждается в крупных капиталовложениях и новых технологиях, получить которые возможно только из-за рубежа. Так, в одно лишь месторождение Mnazi Bay, на которое в 2024 г. приходилось 48% совокупной газодобычи страны, требуется инвестировать порядка 550 млн долл. [16]. Сложившиеся условия явно не способствуют достижению заявленной правительством цели – создать к 2044 г. генерирующие мощности совокупной производительностью в 20,2 ГВт [9, с. 70].
Изложенное позволяет сделать следующие выводы:

1. Танзания как страна с богатыми энергетическими ресурсами и стабильно высоким спросом на энергию традиционно привлекает зарубежных инвесторов. Иностранные компании заинтересованы как в добыче углеводородов, так и в создании и эксплуатации энергетической инфраструктуры, а также в реализации электроэнергии в стране.
2. С момента обретения независимости и до начала 2010‑х гг. западные государства занимали прочные позиции в энергетическом секторе Танзании и располагали потенциалом для влияния на энергетическую политику страны в выгодном для себя ракурсе. Это был период классического неоколониализма, понимаемого как осуществление контроля над политикой бывших колониальных владений со стороны прежних метрополий и других стран, входящих в так называемый «золотой миллиард». Указанный контроль над политикой (в том числе энергетической политикой) постколониальных стран осуществляется посредством использования технологической и финансовой зависимости бывших колоний от государств Запада. Проводниками для реализации указанной зависимости являются учреждённые западными странами международные организации различного профиля и связанные с Западом предпринимательские и коррумпированные политические элиты зависимых стран, что отчётливо заметно на примере Танзании.
3. Начиная с 2010‑х гг. и по настоящее время безраздельное прежде влияние западных государств на формирование энергетической политики Танзании начинает ослабевать в связи с ростом экономического (в том числе технологического и финансового) влияния КНР в Африке. Нынешний период отмечен также появлением на энергетическом рынке Танзании компаний из других незападных стран – Японии, Малайзии и с недавних пор ОАЭ.
4. Говоря о влиянии зарубежных государств на энергетическую политику Танзании в настоящее время, важно не переоценивать силу этого влияния. Как видно из изложенного, танзанийские правящие элиты на протяжении всей постколониальной истории страны охотно прибегали и прибегают к использованию иностранных финансовых и технологических ресурсов для воплощения в жизнь своих концепций социально-­экономического развития страны и для укрепления собственного влияния в своей электоральной базе. Особо сильное стремление привлекать финансирование, технологии и специалистов из-за рубежа танзанийские власти традиционно проявляют в сложные для национальной экономики времена – такие, как периоды природных бедствий и финансовых неурядиц. В течение последних двух десятилетий зарубежные инвесторы идут на серьёзные уступки по отношению к танзанийским властям, имея намерения на долговременное присутствие на местном энергетическом рынке. Но, как видно из изложенного, сами правящие круги Танзании не всегда проявляют заинтересованность в формировании позитивного инвестиционного климата в стране.
5. Особенностью формирования и проведения энергетической политики в Танзании является её инструментализация ради достижения внутриполитических целей. Тесно переплетённые друг с другом политические и предпринимательские элиты страны используют сотрудничество своих оппонентов в энергетике с зарубежными странами и организациями в качестве аргумента для сведения счетов друг с другом и перераспределения влияния в свою пользу. Кроме того, энергетическая политика подвергается и влиянию танзанийских внутрирегиональных противоречий, когда политики при реализации энергетических проектов отдают предпочтение регионам, выходцами из которых они сами и являются.
6. Перечисленные проблемы тормозят развитие энергетической отрасли Танзании и ощутимо затрудняют работу в ней зарубежных инвесторов (причём не только западных), что необходимо иметь в виду и российским компаниям при оценке перспектив работы в указанной стране.

Сообщение Неоколониальные практики зарубежных государств в энергетической политике Танзании появились сначала на Энергетическая политика.

Игорь ТВЕРСКОЙ
Главный научный сотрудник
АО «Газпром промгаз», к. ф.-м. н.
Е-mail: i.tverskoy@mail.ru

Регионы Восточной Сибири  и Дальнего Востока  имеют значительный энергетический потенциал для социально-­экономического развития соответствующих территорий России. В работе рассматриваются научно-­методические вопросы оценки перспектив газоснабжения с учетом сложившихся региональных особенностей ТЭК и социально-­экономического развития, а также приоритета восточного газового вектора. Развитие газоснабжения должно способствовать повышению сбалансированности и энергетической безопасности региональных топливно-­энергетических балансов и страны в целом. Прогнозные ТЭБ рассматриваемых субъектов составлены автономно друг от друга, и не обеспечивают системное, взаимосогласованное развитие ТЭК, при этом выполненный в них анализ текущего состояния и перспектив газоснабжения ряда субъектов характеризует эффективность и целесообразность газоснабжения как фактора продвижения. На основе проведённого системного анализа сложившихся особенностей ТЭК рассматриваемых регионов, сформированы предложения по решению современных проблем по совершенствованию развития ТЭК с учетом потенциальных возможностей природного газа.

Общие сведения по регионам ВС и ДВ

Рассматриваемые регионы (см. рис. 1) занимают более 40% территорий с населением менее 6% от общей численности в РФ, при этом отличаются богатым природно-­ресурсным потенциалом. Для его освоения, создания новых производств и качественного развития экономики, помимо инвестиций, необходимо создание современной энергетической инфраструктуры, которое должно опережать развитие промышленности.

Текущее состояние газоснабжения ВС и ДВ

Указанные регионы имеют значительные территории и запасы природных энергетических ресурсов, включая природный газ, нефть, уголь, гидро- и геотермальные ресурсы. Основными энергетическими ресурсами в указанных регионах являются уголь и гидроресурсы. Системы энергоснабжения большей частью являются локальными, автономными друг от друга. Природный газ незначительно представлен в региональных топливных энергетических балансах, хотя месторождения газа разрабатываются в ряде регионов, в том числе в промышленных объёмах. Месторождения, владельцы лицензий на их разработку и направление поставок природного газа региона приведены в таблице 1.

Территории регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока характеризуются незначительным освоением своих природных запасов, очаговым расположением как потенциальных потребителей, так и энергетических ресурсов. Потребности локальных потребителей несоизмеримо малы по сравнению с имеющимися запасами, но проблема в удалённости расположения ресурсов от потребителей на протяжённых территориях. Освоение энергетических ресурсов осложняется природно-­климатическими условиями (в том числе и при строительстве объектов энергетической инфраструктуры), отсутствием транспортной инфраструктуры, что влияет также на целесообразность организации поставки энергоресурсов потребителям рассматриваемых регионов. Современное расположение объектов газовой инфраструктуры на востоке России представлено на рис. 2.

На территории Восточной Сибири и Дальнего Востока существуют локальные зоны со значительными запасами природного газа, но отмечаются и территории с их отсутствием или с проблемной ресурсной базой (Камчатский край, Чукотский автономный округ). Кроме того, в системе Чукотского автономного округа можно отметить и проблемы, связанные со сложными природными условиями трассы прохождения газопровода, а также системные просчёты при оценке возможности месторождения, не сбалансированное использование имеющихся ресурсов угля и газа.
Как видно из таблицы 1, регионы Восточной Сибири и Дальнего Востока не имеют единой системы газоснабжения, а на их территориях автономно функционируют локальные региональные и межрегиональные системы. Ресурсы источников этих локальных систем газоснабжения принадлежат различным собственникам (хозяйствующим субъектам), каждый из которых имеет свою собственную бизнес-­стратегию и программу развития. В настоящее время потребители в 6 из 15 субъектов РФ не используют природный газ в быту и промышленности. При этом ряд месторождений  Красноярского края, Иркутской области и Республики Саха (Якутия) имеют неиспользуемые значительные запасы (потенциальные источники развития газоснабжения), для которых в настоящее время отсутствуют конкретные планы и сроки их освоения.

Информация о потреблении газа за 2022 г. в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока представлена в таблице 2 и на рис. 3.

За 2022 г. регионами Восточной Сибири и Дальнего Востока реализовано 27,4 млрд м3 газа, из них – около 30% приходится на объекты энергетики и 57% – на крупных потребителей нефтяной, цементной и металлургической промышленностей. На долю населения и комбыта приходится по 1%.
С учетом сопоставления данных по потреблению природного газа в России, можно сделать вывод, что его использование в регионе незначительно, их доля за 2022 г. составила всего 6,01%. Не случайно руководители регионов, где в текущем топливно-­энергетическом балансе отсутствует природный газ, или его доля незначительна, ставят вопрос об увеличении его сферы использования. Дополнительными аргументами к увеличению использования газа являются:
крайне неблагоприятная экологическая ситуация, которая складывается в ряде региональных центров, в виду устаревшего оборудования и технологий сжигания угля на ТЭС и населением для бытовых нужд;
стабильные цены на природный газ, регулируются ФАС РФ, устойчивы к колебанию мировых и отечественных рынков энергоресурсов.
Существующий в настоящее время акцент региональных властей на решение вопросов энергетики преимущественно за счёт природного газа, без учёта всего многообразия факторов во многих случаях может привести к большим финансовым затратам, разбалансировке ТЭБ и снижению энергетической безопасности.
Вопросы развития внутреннего рынка газа, в том числе рассматриваемых регионов, обсуждались на комиссии Государственного Совета РФ . Развитие ТЭК регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока специфично и требует разработки научно обоснованных документов стратегического развития регионов в области энергетики, учитывающих программы социально-­экономического развития, местные ресурсные базы, региональные особенности, существующие программы газификации и развития ТЭК РФ в целом. Важным критерием здесь является гармонизация интересов при согласовании рассматриваемого документа, как с государственными программами развития отраслей ТЭК, так и с администрацией и хозяйствующими субъектами региона.

Особенности и перспективы развития ТЭК регионов ВС и ДВ

Техническое состояние объектов тепло- и электроэнергетики указанных регионов характеризуется длительными сроками эксплуатации, устаревшими технологиями и оборудованием, нежеланием владельцев их модернизировать, при этом остро стоят вопросы надёжности энергоснабжения. Кроме того, устаревшее оборудование и технологии использования угля создают неблагоприятную экологическую обстановку в крупных городах, что также ставит вопрос о совершенствовании и модернизации систем энергоснабжения. В этой связи местные власти рассматривают природный газ как некую панацею с учетом его технологических особенностей и экологических преимуществ, государственного регулирования стоимости реализации. Приход газа в регион рассматривается ими как одномоментное решение всех сложившихся проблем в энергоснабжении.
При этом не принимается во внимание, что организация поставки газа в регион требует значительных инвестиций как со стороны газовых компаний, так и потребителей региона для обеспечения технической возможности его приёма и эффективного использования. Низкие цены на используемое альтернативное газу топливо создают иллюзию, что газ должен быть не дороже используемых местных ресурсов. Вопрос, кто же за все это должен платить, стараются не замечать и не поднимать. Не рассматриваются и вопросы, связанные с целесообразностью такого перехода на газ, с учетом возможных негативных последствий для региональной промышленности, отказа от использования местных энергетических ресурсов, ожидаемого снижения поступлений в региональный бюджет, сокращения рабочих мест и роста безработицы.
Отметим, что при приходе природного газа в регион, остаётся важнейшая задача по энергетической безопасности субъекта РФ. И в данном случае, необходимо обеспечивать надёжность работы крупных ТЭЦ и ТЭС, значимых объектов энергетики региона. То есть, даже при использовании природного газа, на предприятиях энергетики должны быть созданы объекты резервного топливного хозяйства, которые в случае нештатных ситуаций на объектах газотранспортной системы или установления продолжительных аномально низких температур, смогут обеспечить работу на резервном альтернативном виде топлива. Для указанных регионов наиболее подходящим среди альтернативных природному газу виду топлив следует рассматривать местные угли. И это надо учитывать при сопоставлении вариантов развития.
В субъектах отсутствуют научно-­обоснованные энергетические стратегии развития регионов, в которых системно рассматриваются вопросы развития экономики и ТЭК региона с учётом его особенностей, ресурсной базы, а также потенциала применения новых методов, в том числе технологии использования угля, обеспечивающие значительное снижение негативного воздействия на экологию. Например, в г. Красноярске собственник объектов угольной генерации региона (АО «СУЭК») начал реально задумываться об повышении экологичности использования угля, в т. ч. за счёт применения современных технологий сжигания угля на централизованных объектах генерации (ТЭЦ‑2), сокращения числа неэффективных угольных котельных, и подключениях их объектов теплоснабжения к центральной ТЭЦ‑2, а для индивидуального жилого фонда рассматриваются варианты использования бездымного угля (налажено производство угольных пеллет) или электроэнергии.
Подходу местных властей к решению такой сложной проблемы за счёт проведения газа в регион любой ценой (в т. ч. и политической) надо противопоставить системный анализ сопоставления возможных и целесообразных путей развития объектов ТЭК региона с учетом реальных затрат на реализацию необходимого комплекса мероприятий, а также возможных последствий, в том числе социальных. Требуется учитывать технические возможности местных энергоресурсов и перспективы их использования с учетом внедрения современных технологий, снижающих негативное воздействие на экологию.

Основные положения порядка составления прогнозного ТЭБ

В соответствии со статьёй 17 ФЗ № 69 [1], развитие газификации субъекта РФ должно осуществляться на основании топливно-­энергетического баланса, составление которого в зоне ответственности высшей исполнительной власти региона. Порядок составления текущего и прогнозного ТЭБ регламентируется приказом Минэнерго РФ [2]. Следует признать, что текущая редакция порядка не в полной мере отвечает целям задач, которые должны решаться на основе прогнозных ТЭБ субъектов РФ [3], на это также указано и в протоколе заседания комиссии Государственного Совета Российской Федерации по направлению «Энергетика» от 30 марта 2023 г.
Цель составления прогнозного ТЭБ в текущей редакции порядка [2] состоит в обосновании целесообразности перехода ряда потребителей с используемых в настоящее время энергоресурсов на природный газ, а это отличается от целей составления прогнозного ТЭБ, где должны быть учтены перспективы развития всех энергетических ресурсов, включая весь производственный цикл: добыча – производство – транспортировка – потребление. В настоящем порядке, хотя он и ориентирован на региональный уровень, не в полной мере учтены региональные особенности субъектов РФ [3], которые могут и должны влиять на принятие решений о целесообразности развития газификации региона и количестве территорий, которые она должна охватывать. Порядок принятия решения о переходе на природный газ в большей степени учитывает преференции потребителей, но при этом не рассматриваются другие экономические и социальные последствия такого решения, а также целесообразность и экономическая эффективность необходимых мероприятий со стороны газовых и энергетический компаний.
При формировании целевого ТЭБ региона, необходимо согласовывать его показатели с компаниями и регионами – потенциальными поставщиками учтённых в ТЭБ ресурсов. Иначе все составленные региональные ТЭБ не будут обеспечены необходимым объёмом ресурсов. Также целесообразно учитывать наличие и технические возможности систем транспортировки ресурсов, в т. ч. и из других регионов, финансовые затраты и сроки, необходимые для учёта потребностей региона в ресурсах с учетом обеспечения ожидаемых пиковых потребностей. Вопросы обеспечения энергетической безопасности как регионов, так и страны в целом должны быть приоритетными при формировании целевого ТЭБ.
Анализ утверждённых в 2022 г. прогнозных ТЭБ, в том числе и в рассматриваемых регионах, показал отсутствие полноты требуемых для его составления доступных данных, в том числе, и статистических. Это часто ведёт к появлению в топливном балансе дополнительной статьи – статистическая погрешность. Кроме того, в порядке не регламентированы взаимодействия региона и единого оператора газификации в части оценки целесообразности газоснабжения и его масштабов. Поэтому заявленные в ТЭБ прогнозные объёмы по природному газу часто не обеспечены ресурсами и планами развития ГТС, а структура прогнозного баланса не достаточна для оценки газовой инфраструктурной составляющей и расчёта экономически оправданной цены на газ, что регламентируется порядком [2].
Вместе с тем, несмотря на указанные методические неточности приказа [2], и не в полной мере использование аппарата системного анализа при рассмотрении целесообразности перевода потребителей на природный газ, подготовка к составлению прогнозного ТЭБ позволила выявить ряд особенностей ТЭК регионов, которые целесообразно учитывать при принятии решения о переходе на природный газ. Отметим, что эти особенности не новы для специалистов, системно рассматривающих перспективы экономического и социального развития регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока, но не всегда должным образом воспринимаемыми руководством регионов.

Прогнозные ТЭБ рассматриваемых субъектов РФ

В качестве примера, рассмотрим основные выводы обосновывающих материалов по фактическим (2020) и прогнозным ТЭБ, разработанных, и утверждённых  в Иркутской области  и Республике Бурятия . Потребители этих регионов в настоящее время практически не используют природный газ . Следует отметить, что оба исполнителя, при подготовке прогнозного ТЭБ и соответствующих обосновывающих отчётных материалов, максимально учитывали доступную информацию потенциальных потребителей по условиям возможного их перехода на природный газ, а также максимально следовали требованиям порядка.
Иркутская область. В соответствии с отчётными и презентационными материалами разработчика ТЭБ Иркутской области за 2020 г. и целевому прогнозному на 2030 г. можно сделать следующие выводы:
доля угля в структуре топливопотребления на ТЭС и котельных области за 2020 г. составила 72%, а доля газа – всего 5%. Низкая доля газа в ТЭБ рассматривается как потенциал перспективы расширения использования газа как высокотехнологичного и чистого вида топлива;
стоимость местных энергоресурсов значительно ниже средних в СФО цен на природный газ. Переход населения с дров и угля на природный газ (даже при установлении цен на уровне средних по ФО) экономически не оправдан в большинстве случаев. Поэтому переход на газ возможен только при компенсирующих дотациях потребителям или поставщикам газа. Переход с электроотопления на природный газ в рассматриваемых текущих ценовых условиях выгоден только для городского населения;
перевод угольных ТЭЦ на природный газ экономически не целесообразен. Требуется (единовременная) компенсация затрат на перевод объектов к приёму газа (в большинстве случаев эквивалентно созданию нового объекта), а также компенсация более половины стоимости газа (при условии, что регулируемая цена на газ будет на уровне средней по СФО). Заметим, что для обеспечения надёжной работы ТЭЦ необходимо будет предусмотреть и использование резервного/аварийного альтернативного газу топлива;
целесообразно рассмотреть возможность перевода на газ мазутных и дизельных котельных (а также использующих в виде топлива другие нефтепродукты) при условии прохождения рядом перспективных объектов газовой инфраструктуры;
поставки энергоресурсов из Иркутской области возрастут за счёт поставок природного газа в магистральный газопровод «Сила Сибири» (в настоящее время завершено строительство участка трубопровода от Ковыктинского ГКМ до Чаяндинского ГКМ), но к потенциальным потребителям от этого объекта следует отнести только потребителей, расположенных вдоль его трассы;
экономически целесообразна лишь газификация потребителей правобережья г. Братск, перевод других потребителей, в том числе промышленных объектов возможен лишь при значительных дотациях, как единовременных, так и постоянных (ежегодно 531 млн руб.), при этом возможность годового увеличения подачи газа от Братского месторождения до 265 млн м3 с учётом ожидаемой неравномерности потребления требует подтверждения обоснованной расчётной себестоимости добычи газа у поставщика (ПАО «НК «Роснефть»);
реализация газификации потребителей г. Усть-­Кут (до 100 млн м3 в год) от ресурсов ИНК потребует меры государственной/региональной поддержки, в том числе субсидирование цены на газ ежегодно в 64 млн руб., а п. Жигалово (до 10 млн м3 в год) от Ковыктинского месторождения субсидирование цены на газ в 20 млн руб. в год;
потенциальный объем потребления природного газа по критерию межтопливной конкуренции порядка [2], обоснован разработчиком в 423 млн м3. Укажем, что в этой оценке учтены потребности в газе на перевод котельных в удалённых населённых пунктах, основным топливом которых являются мазут, дизель, электроэнергия и даже уголь .
Добавим, что при составлении прогнозного ТЭБ Иркутской области в качестве потенциальных источников газоснабжения не рассматривались другие имеющиеся на территории региона перспективные ресурсы природного газа, а также разрабатываемый ПАО «Газпром» проект МГ «Сила Сибири 2» в Китай через Монголию с планируемой трассой по территории региона. В качестве потенциальных потребителей газа от указанного газопровода следует рассматривать населённые пункты вдоль трассы с учетом региональных ценовых условий на альтернативные газу виды топлива и возможных источниках субсидирования потребителей.
Республика Бурятия. По результатам рассмотрения отчётных и презентационных материалов разработчика ТЭБ Республики Бурятия за 2020 г. и целевому прогнозному на 2030 г., следует отметить:
высокую статистическую погрешность ТЭБ за 2020 г. (18,2% от объёма потребления ТЭР – уголь, СУГ), что свидетельствует о недостаточной достоверности и невысоком качестве доступных статистических данных по ТЭК региона;
на основе выполненного комплексного анализа действующих цен на энергетические ресурсы по муниципальным образованиям региона выявлена зависимость потенциальной потребности в газе от его цены (межтопливная конкуренция), что позволяет оценить спрос на газ потребителей региона в зависимости от сценарного уровня цены на газ;
в базовом сценарии развития – перспективный прогноз ТЭБ до 2030 г. не предусматривает развития газоснабжения и газификации региона;
в качестве потенциального источника поставок газа принят газопровод «Сила Сибири 2» , и в соответствии с рекомендациями приказа [2] составлены и рассмотрены 3 целевых прогнозных ТЭБ с возможными охватами территории региона :
при средней оптовой цене на газ по ФО (цена на 2021 г. за 1000 м3–5655 руб.; на 2030 г. – 9530 руб., – потенциальная потребность в газе оценена в 500 млн м3;
при экономически оправданной цене на газ  – 81,3 млн м3;
с учетом решения экологических проблем путём газификации г. Улан-­Удэ и отдельных муниципальных образованиях, расположенных в центральной экологической зоны Байкальской природной территории, потенциальная потребность  оценена в 1050 млн м3;
наличие на угольном рынке Республики Бурятия значительных объёмов дешёвого угля, по сравнению со средними ценами на газ в регионах ДФО, делает газификацию большинства потребителей региона экономически не эффективной, газификация возможна лишь при установлении регулируемой цены на природный газ, ниже среднего уровня цены на природный газ в ДФО. Но это потребует значительных дотаций из федерального бюджета.
Анализ обосновывающих материалов по прогнозным ТЭБ и других регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока показывает, что природный газ, даже при средней цене по ФО, уступает используемым альтернативным видам топлива (уголь и дрова). Перевод потребителей, использующих местные энергоресурсы на газ, требует дополнительных затрат на подготовку их к приёму газа, а также постоянную компенсацию при оплате реализуемого газа. Для таких регионов, в соответствии с п. 2.б поручения Президента РФ [4], Правительство Российской Федерации совместно с региональными органами исполнительной власти должно «представить предложения о мерах, направленных на расширение использования в субъектах Российской Федерации, определенных в соответствии с подпунктом «а» настоящего пункта, альтернативных экологичных источников энергии (с учетом их экономической эффективности) вместо природного газа, транспортируемого с помощью единой системы газоснабжения, предусмотрев источники финансирования указанных мер».
Вместе с тем руководство указанных субъектов продолжает настаивать на необходимости обеспечить поставки в регион природного газа, который по межтопливной конкуренции заведомо уступает используемым в настоящее время альтернативным видам топлива.
Особенности и проблемы развития ТЭК страны и регионов ВС и ДВ с учетом перспектив развития газоснабжения

Развитие газоснабжения должно базироваться на научных принципах системного анализа текущего и целевого (прогнозного на горизонт рассмотрения) состояния народного хозяйства и ТЭК страны. Такой подход подразумевает использование достоверных данных о состоянии, планах и перспективах развития экономики и ТЭК в рассматриваемых регионах. Потенциальные источники развития газоснабжения указанных регионов рассмотрены в [5].
Цели развития энергетики страны, сформированные в Энергетической стратегии до 2035 г., основываются на состоянии и прогнозных (докризисных) сценариях развития отечественной и мировой энергетики. При этом цели не конкретизированы на уровне субъектов РФ. Крупные проекты, в большей степени, ориентированы на внешние рынки, где обеспечивается большая маржинальность реализации энергетических ресурсов. Реализация крупных энергетических проектов преимущественно осуществляется не в интересах внутреннего рынка, а для получения прибыли энергетических компаний за счёт реализации «первичной энергетической» продукции на мировых рынках, с последующей поставкой на внутренний рынок продукции её переработки с добавленной стоимостью (доход от которой идёт не в отечественный бюджет).
Крупные энергетические компании при реализации значимых энергетических проектов опираются в первую очередь на помощь государства: получение льготных кредитов и иных налоговых льгот, строительство инфраструктурных объектов за счёт федеральных средств. Доля, приходящаяся на внутренний рынок, для большинства проектов номинальная, при этом не обеспечивающая существенных доходов от реализации энергоресурсов на внутреннем рынке.
При формировании научно-­обоснованных стратегий развития региональных ТЭК, необходимо учитывать вызовы и задачи, стоящие перед страной в области развития энергетики. Текущий мировой энергетический кризис, спровоцированный странами Запада, одной из целей которого является технологический прорыв в сфере энергосбережения традиционных энергоресурсов, в том числе за счёт реализации климатической повестки («зеленой энергетики») и максимального отказа от энергоресурсов России. Этому вызову надо противопоставить системно обоснованные решения по сбалансированному развитию энергетики России с учетом восточного вектора развития, включая обеспечение энергетической безопасности регионов и страны в целом, уделив особое внимание энергетике Восточной Сибири и Дальнего Востока с учетом наличия и освоения местных энергоресурсов.
В настоящее время поставлена и решается задача о переориентировании внешних газовых поставок с Запада на Восток в развитие Восточной газовой программы [6]. Одно из потенциальных решений – реализация проекта «Сила Сибири 2» по поставке газа в Китай через Монголию. Рассматривается поставка от месторождений Ямала, ранее ориентированных на европейский газовый рынок, на Восток в объёме до 50 млрд м3 в год, Трасса газопровода проходит по трём рассматриваемым регионам: Красноярский край, Иркутская область и Республика Бурятия. Следует также оценить экономическую эффективность и целесообразность поставки газа в Забайкальский край. Реализация проекта по технологическому соединению газопроводов «Сила Сибири» и «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» создаст условия по развитию газоснабжения восточной части Амурской области и Еврейской автономной области.
Ответы на вопрос о целесообразном охвате газоснабжением территорий указанных субъектов должны формироваться в рамках системного рассмотрения перспективных ТЭБ этих регионов в соответствии с трассой прохождения магистрального газопровода, ожидаемой ценой на природный газ от газопровода «Сила Сибири 2» (устанавливается ФАС РФ), готовностью потребителей к переходу на газ, в том числе с учетом подтверждённых компенсаций со стороны регионального и/или федерального бюджетов. Необходимо учитывать, что потенциальный целесообразный охват газоснабжением и газификацией зависит от регулируемых федеральными и региональными властями ценовых, тарифных и налоговых условий реализации соответствующих проектов, а также ожидаемого соотношения цен на природный газ по отношению к другим альтернативным видам топлива в регионах. Наряду с проектами развития газоснабжения следует рассматривать и альтернативные проекты по использованию местных энергоресурсов. Принятие решений должно основываться на сопоставлении всех альтернативных вариантов развития ТЭК.
Развитие экономики и энергетики регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока должно базироваться на сбалансированном развитии всех отраслей ТЭК. Насколько целесообразно для экономики РФ устраивать «рыночную конкуренцию» между отраслями ТЭК? При этом надо отдавать себе отчёт в том, что ряд направлений возобновляемых источников энергии  (далее – ВИЭ), включая гидроэнергетику, а также атомная энергетика должны иметь режимы работы, близкие к потенциально возможным в текущих условиях. В таких условиях объекты традиционной энергетики, по сути, становятся замыкающими, компенсирующими недостаток в энергии, в том числе при пиковых режимах. В этом случае не достигается эффективность использования производственных мощностей традиционной энергетики и, следовательно, необходимо обоснованное повышение цен на её продукцию. Уровень необходимого повышения цен может отличаться год от года. Насколько такая неопределённость целесообразна для развития экономики страны?

Предложения по совершенствованию подходов к развитию ТЭК

С учётом вышеизложенного, при оценке перспектив развития газоснабжения и ТЭК регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока следует обратить внимание на следующие моменты:

1. ТЭК решает задачи энергоснабжения региона для потребителей, которым важно: бесперебойность поставки, безопасность при использовании, ценовая доступность. Вид энергоресурса не столь важен, если он отвечает требованиям потребителя. В обязательном порядке нужно рассматривать альтернативу природному газу, в том числе с учётом его реальной себестоимости и побочных негативных последствий социального плана при переходе потребителей на природный газ. Целесообразно более внимательно отнестись к местным ресурсам, в том числе углю и электроэнергии, вырабатываемой в регионе. Не следует также без системного рассмотрения отвергать возможности совместного использования угля и газа на объектах тепло- и электрогенерации, что позволит существенно сократить загрязнение окружающей среды и снизить возможные социальные последствия перехода на газ в полном объёме. Необходимо на государственном уровне устанавливать целевые показатели по предельному загрязнению окружающей среды и эффективности использования энергоресурсов. При этом нужно учитывать новые инновационные технологии использования угля, способствовать их широкому внедрению. Всё это должно системно учитываться при формировании целевых прогнозных ТЭБ. Приоритетом НИОКР в энергетике должна стать разработка новых технологий сжигания угля с минимизацией причинения вреда окружающей среде, а также решение проблем с эффективным использованием золоотвалов в народном хозяйстве.
2. В настоящее время порядок составления ТЭБ локализован на уровне региона, при этом вопросы наличия необходимых энергоресурсов даже не рассматриваются. В случае развития газоснабжения в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока целесообразно формировать единый межрегиональный ТЭБ для регионов, технологически связанных с перспективной системой газоснабжения. В данном случае появляется возможность корректно оценить все необходимые затраты на её создание (технические решения должны быть согласованы с потребностью всех субъектов). Укажем, что для оценки технических параметров объектов газоснабжения недостаточно информации, формируемой при составлении ТЭБ. Необходимо учитывать неравномерность спроса потребителей на энергию, в том числе с ожидаемым превышением в пиковый и отопительный период. Укажем, что результаты НИОКР в области создания мобильных мощных систем хранения вырабатываемой энергии позволят не только сгладить режимы работы объектов тепло- и электрогенерации (что скажется на повышении их эффективной загрузки), но и позволит решить проблемы с энергоснабжением населённых пунктов, удалённых и очаговых, расположенных в рассматриваемых регионах.
3. Необходимо критически оценить подготовленные в регионах прогнозные ТЭБ, синхронизировать развитие ресурсной базы и систем энергоснабжения, сформировать обоснованные целевые показатели развития ТЭК. С учётом важности развития ТЭК для регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока и получения системного эффекта, следует привлекать центры академической и отраслевой науки к разработке единого межрегионального ТЭБ. Заказчиком такой разработки должны выступать федеральные органы власти. Федеральный заказчик должен способствовать предоставлению разработчикам всей необходимой достоверной информации, в том числе и от энергетических компаний, работающих в регионе. Получение достоверной информации имеет критическое значение для формирования корректных и обоснованных решений по развитию ТЭК указанных регионов. Следует отметить, что даже самые современные научные подходы к формированию сбалансированного развития ТЭК страны окажутся неэффективными, если будут базироваться на неполной и недостоверной информации о ресурсной энергетической базе, техническом состоянии объектов ТЭК. Необходимо обеспечить разработчику стратегии развития ТЭК доступ к соответствующей информации, которая пока рассматривается как коммерческая большинством энергетических компаний при жёсткой конкуренции на энергетических рынках страны.
4. С учетом возрастающей значимости энергетики для народного хозяйства страны, в том числе обеспечении энергетической безопасности, представляется необходимым формировать целевые государственные заказы на производство и поставку в регионы первичных видов энергоресурсов для народного хозяйства, обязательные для исполнения энергетическими компаниями с гарантированной оплатой потребителями, согласно условиям заказа. В таких государственных заказах должны быть учтены потребности и в создании необходимых резервов на случай аномальных природных условий, или аварийных ситуаций на объектах ТЭК (добыча, транспорт или генерация). В данном случае целесообразно рассмотреть необходимость перехода к плановому развитию энергетики регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока. Вопрос лишь в том, кто и на каких принципах будет формировать целевые показатели развития энергетики? Такие показатели должны быть согласованы между собой, чтобы обеспечить сбалансированное соотношение спроса и производства. Они должны учитывать особенности каждого ресурса с учетом территориального размещения спроса и их производства, необходимости создания систем их транспортировки, хранения и резервирования. Задача сложная, многофакторная, но подобная, более сложная по масштабу задача решалась и в СССР. Необходимо актуализировать соответствующие научные подходы с учётом современных компьютерных технологий моделирования сложных систем.
   Централизованное управление ТЭК страны, особенно ТЭК регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока, позволит минимизировать возможные риски, принимая при необходимости упреждающие меры, в том числе нормативно-­правового характера, учитывая особенности, состояние и возможности всех отраслей энергетики и готовности потребителей к такому развитию. Государственный заказ на развитие ТЭК должен быть научно обоснован в интересах социально-­экономического развития народного хозяйства. К его разработке должны быть привлечены центры академической и отраслевой науки.
5. Необходима кардинальная корректировка Энергетической стратегии РФ [7], которая была ориентирована на нереализуемые в ближайшем будущем сценарии, связанные с поставками энергоресурсов на Запад, в страны Европы. В новой редакции, наряду с ускоренной реализацией восточного вектора развития ТЭК и увеличением горизонта планирования до 2050 г., требуется:
   привлечение академических и отраслевых научных институтов к разработке системы критериев и моделей развития энергетики и её отраслей;
   рассмотрение новых сценариев развития экономики и энергетики с учетом последствий энергетического кризиса, а также учёта научно-­технического прогресса;
   уделить основное внимание развитию внутреннего рынка, в том числе в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока, в интересах народного хозяйства, включая социально-­экономические аспекты и ТЭК;
   стимулировать развитие новых эффективных технологий использования традиционных энергоресурсов (в первую очередь, уголь), включая экологические аспекты, при этом не оставив без внимания современные прорывные технологии в области ВИЭ;
   обеспечить сбалансированное развитие всех отраслей ТЭК (включая ВИЭ) с учётом географического (пространственного) расположения и потребности в них внутреннего рынка, возможности выхода на открытые мировые рынки;
   определить диапазоны сбалансированных целевых показателей с последующим уточнением в рамках генеральных схем отраслей ТЭК с учётом финансового обеспечения и ожидаемых результатов требуемых мероприятий.
   При формировании целевых показателей развития ТЭК необходим учёт не только годовых балансов, но и технических возможностей транспортных энергосистем для обеспечения неравномерных режимов работы, в зависимости от структуры энергопотребностей. Требуется переход к целевому сбалансированному развитию рынка энергоресурсов с созданием необходимого резерва ресурсов, для преодоления потенциальных (вероятно возможных) аварийных ситуаций на объектах ТЭК.

Сообщение Особенности и проблемы развития ТЭК и газоснабжения регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока появились сначала на Энергетическая политика.

Сергей СЕНДЕРОВ
Заместитель директора, старший научный сотрудник, Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева Сибирского отделения РАН, д. т. н.
Е-mail: ssm@isem.irk.ru

Елена СМИРНОВА
Младший научный сотрудник, Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева Сибирского отделения РАН
Е-mail: smirnova.e.m@isem.irk.ru

Сергей ВОРОБЬЕВ
Старший научный сотрудник, Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева Сибирского отделения РАН, к. т. н.

Введение

Понятие энергетической безопасности (ЭБ) трактуется как «состояние защищенности граждан, общества, государства, экономики от угроз дефицита в обеспечении их потребностей в энергии экономически доступными энергетическими ресурсами приемлемого качества, от угроз нарушения бесперебойности энергоснабжения» [1, 2 и др.].
Индикативная оценка уровня ЭБ конкретного региона страны осуществляется по трем взаимосвязанным блокам индикаторов: производственной и ресурсной энергообеспеченности региона; надежности системы топливо- и энергоснабжения региона; состояния основных производственных фондов (ОПФ) систем энергетики на территории региона (таблица 1).

С учетом особенностей энергоснабжения отдельных регионов, ранее [1, 3, 4 и др.], были определены пороговые значения индикативных показателей для разных групп субъектов РФ, также относительные удельные веса индикаторов в общей системе их ценности. С использованием метода свертки полученных значений анализируемых индикаторов формировались интегральные оценки состояния ЭБ субъектов РФ.
Исследования показывают, что отдельные индикаторы измеряются в разных единицах и для того чтобы получить интегральную оценку ЭБ региона может применяться принцип нормализации значений индикаторов в зависимости от соотношения их значений с пороговыми. Для этого предлагается использовать специальный аппарат нормализации, позволяющий работать как с возрастающими, так и с убывающими значениями индикаторов, то есть с теми индикаторами, состояние которых улучшается по мере возрастания значения и с теми, состояние которых улучшается, по мере убывания их значений.
Преобразование значений индикаторов, выраженных в различных единицах измерения, в нормализованные, выполняется согласно следующему выражению:

где – нормализованное значение индикатора i в анализируемом периоде, отн. ед; – фактическое значение индикатора в системе исходных единиц; , – соответственно, пороговые значения предкризисного и кризисного состояний индикатора i в системе исходных единиц.
В соответствии с алгоритмом расчета, нормализованное пороговое значение всегда равно нулю и является точкой начала отсчета предкризисных состояний индикатора, а нормированное значение равно -1 и представляет собой границу перехода в кризисные состояния индикаторов.
В [5] был применен метод нормализации индикативных показателей на примере Центрального и Южного федеральных округов. По результатам проведенного анализа полученных нормированных показателей и их графического отображения, возникла необходимость дополнительно скорректировать перекрытие пороговых значений. И соотнести удельные веса каждого i-го нормированного индикатора к единице. Дело в том, что, если приемлемое пороговое значение по какому‑то индикатору перекрывается на 100 и более процентов, то его состояние по-прежнему остается приемлемым, но данный индикатор тянет вверх всю интегральную оценку. В результате, могут теряться кризисные и предкризисные оценки других индикаторов. То же самое происходит с кризисными значениями. Не стоит учитывать слишком большую глубину кризиса, достаточно остановиться на кризисных значениях, не слишком перекашивающих общую интегральную оценку. В связи с этим, было принято, что любое, значительное перекрытие порогового значения индикатора снизить до достаточного запаса: 25% для приемлемых состояний и 50% для кризисных.
Представим применение данного подхода на примере субъектов РФ, расположенных на территории Приволжского федерального округа. Сначала представим результаты, полученные с использованием обычного индикативного анализа. Затем, с целью более удобного сопоставления результатов и сравнения динамики состояния ЭБ в разных регионах применим подход нормализации полученных количественных оценок.

Результаты индикативного анализа ЭБ по регионам ПФО

В данном разделе представлена информация о качественном состоянии индикаторов ЭБ по субъектам РФ на территории Приволжского ФО, а также качественная характеристика состояния энергетической безопасности данных субъектов за 5 лет: с 2017 по 2021 гг. (таблицы 2–5).

Исходная информация для исследования принята в соответствии со статистической информацией за 2017–2021 гг. [6–8], а также с необходимой информацией по конкретным регионам. В результате анализа соответствующих данных по субъектам ПФО, можно судить о тенденциях в обеспечении энергетической безопасности в исследуемых регионах.
В таблице 2 представлена информация об оценке состояния индикаторов по блоку производственной и ресурсной обеспеченности системы топливо- и энергоснабжения за 2017 и 2021 гг. в субъектах ПФО.

По индикатору 1.1 приемлемая ситуация в Республике Марий Эл, Нижегородской, Оренбургской и Саратовской областях. Максимальная электрическая нагрузка здесь обеспечена с запасом собственными электрогенерирующими мощностями.
Что касается электрических связей с соседними регионами (индикатор 1.2), то их пропускную способность, в случае возникновения крупномасштабных аварийных ситуаций с энергоснабжением, можно оценить, как приемлемую.
Также, благодаря достаточному количеству производства собственных КПТ в отдельных регионах (мазут в Нижегородской, Самарской, Марий Эл, уголь и газ в Оренбургской области, мазут и природный газ в Саратовской области) обеспечиваются приемлемые значения индикатора 1.3.
Кризисную ситуацию по индикатору 1.3 можно отметить в Мордовии, Кировской, Чувашской и Ульяновской областях из-за недостаточных объемов производства КПТ, либо полного его отсутствия.
Ситуация по блоку индикаторов «Надежность топливо- и энергоснабжения региона» представлена в таблице 2.
По индикатору 2.1 во всех субъектах Приволжского ФО доля газа, в качестве доминирующего ресурса, в общем потреблении КПТ чрезвычайно высока и составляет 90–95%, что не может быть приемлемым с позиций ЭБ.
Что касается доли крупнейшей электростанции в установленной электрической мощности регионов, в целом ситуация приемлема. Исключения составляют Республика Удмуртия (Ижевская ТЭЦ‑2), Чувашская Республика (Чебоксарская ГЭС), Оренбургская область (Ириклинская ГРЭС) и Саратовская область (Балаковская АЭС). Здесь доля крупнейшего источника составляет более 60%, а ситуация с точки зрения ЭБ оценивается как предкризисная. Кризисная ситуация по данному индикатору является в Республике Мордовии (крупнейшая электростанция Саранская ТЭЦ‑2, на которую приходится более 70% установленной мощности и более 60% выработки электроэнергии), а также в Пензенской области (более 80% – доля Пензенской ТЭЦ‑1, кроме того, Пензенская область является энергодефицитным регионом как по электроэнергии, так и по мощности, а недостаток восполняется за счет перетоков электроэнергии из соседних регионов).
В состав важнейших индикативных показателей входит индикатор 2.3 (таблица 3), отражающий уровень потенциальной обеспеченности спроса на ТЭР в условиях резкого похолодания (10% наброс потребления) на территориях региона. Он оценивается по результатам модельных исследований, описанных в [2, 3, 9] как величина обеспеченности потребителей котельно-­печным топливом при возможном пиковом похолодании, с увеличением потребления КПТ на 10%. Субъекты Приволжского федерального округа относятся к регионам с особо холодным климатом со средней температурой наиболее холодной пятидневки ниже минус 30°C [10]. Очень высокая доля природного газа в отдельных регионах, отмеченная как кризисная с точки зрения ЭБ, определяет ситуацию с возможностью обеспечения потребителей топливом в условиях возрастающего спроса при резких похолоданиях на территории Приволжского ФО. Исследования показывают, что в такой ситуации не всегда могут быть обеспечены поставки необходимого количества газа. В Кировской области нет собственного производства КПТ, а доля природного газа в энергобалансе составляет 93%, между тем возможность обеспечить пиково возрастающий спрос на топливо в случае резкого похолодания, позволяет наличие мощных газопроводных коридоров на территории региона. То же самое можно сказать о Пермском крае, Пензенской и Нижегородской области.

По индикаторам блока «Состояние ОПФ систем энергетики на территории региона, учитывались усредненные данные по износу ОПФ энергетических отраслей (таблица 4).

По третьему блоку индикаторов полностью приемлемым нельзя назвать состояние ни в одном из субъектов. По степени износа основных производственных фондов энергетического хозяйства, а также по показателям среднегодового ввода установленной мощности в кризисном состоянии находятся Чувашская Республика, Кировская, Пензенская и Саратовская области. В Республике Башкортостан по индикатору 3.2 состояние из предкризисного перешло в приемлемое за счет ввода ряда СЭС суммарной мощностью 50 МВт в 2020–2021 гг., а также блоков на Ново-­Салаватской ТЭЦ и Уфимской ТЭЦ‑1. В Оренбургской области ситуация изменилась из кризисной на предкризисную за счет ввода солнечных ЭС, суммарной мощностью 327 МВт, за 5‑летний период.

Интегральная оценка уровня ЭБ Приволжского федерального округа

С учетом представленных ранее значений основных индикаторов были получены интегральные оценки уровня энергетической безопасности на территории субъектов Приволжского федерального округа. Для формирования этих оценок использован подход, основанный на свертке значений индикаторов, с учетом их удельных весов. Качественные характеристики состояния всех обсуждаемых индикаторов из таблиц 2–4, были собраны по соответствующим территориям и обработаны согласно специально разработанной методике [3, 4, 9]. В результате была получена качественная интегральная оценка состояния энергетической безопасности регионов Приволжского федерального округа, представленная в таблице 5.

Как показал анализ данных качественного состояния важнейших индикаторов ЭБ в Приволжском ФО (таблица 5), из 14 рассмотренных субъектов, приемлемая ситуация с обеспечением энергобезопасности в анализируемом периоде, наблюдалась лишь в Нижегородской области, и то только в 2017 г., а к 2021 г. перешла в предкризисное состояние за счет ухудшения ситуации с обновлением ОПФ электроэнергетики. В семи регионах округа ситуация также, оценивается как предкризисная: Республика Башкортостан, Татарстан, Оренбургская область, Пермский край, Самарская, Саратовская и Ульяновская области.
В остальных шести регионах ситуация оценивается как кризисная, в том числе по показателям блока состояния ОПФ энергетического хозяйства, из-за высокой доли газа в балансе потребления КПТ и, соответственно, недостаточности возможностей удовлетворения потребностей в энергоресурсах в условиях пиково-­возрастающего зимнего спроса: Марий Эл, Мордовия, Удмуртия, Чувашская Республика, Пензенская и Кировская область.

Нормализация значений индикаторов ЭБ

Следующим этапом в работе была нормализация полученных значений индикаторов по всем субъектам Приволжского ФО, в соответствии с выражением (1). На базе полученных значений за 5‑летний период, были построены графики состояния нормализованных значений индикаторов по соответствующим блокам, рис. 1–3. Пороговые значения индикаторов здесь также были учтены как нормализованные; где согласно выражению (1) «кризис» = -1, «предкризис» = 0. Таким образом, все состояния, находящиеся в области значений ниже «-1», можно считать кризисными, в области от «-1» до «0» – предкризисными и в области выше «0» – приемлемыми.
Полученные результаты нормализованных значений по каждому индикатору для регионов ПФО представлены на графиках (рис. 1–3). Сравнивая полученные результаты на графиках с ранее представленными в таблицах (таблицы 2–4), можно отметить наглядно-­выраженную динамику изменения уровня ЭБ в регионах, что позволяет более детально рассмотреть ситуацию и принять меры по ее улучшению.
Так, например, по индикатору 1.1 (рис. 1), достаточным запасом располагаемой мощности обладают почти все субъекты, кроме Республики Удмуртии. Что касается инд. 1.2, то, в связи с достаточно высокими показателями, значительно превышающими пороговые значения индикаторов (более, чем на 100%), было применено ограничение до достаточного запаса в 25%. Поэтому на графике все эти субъекты анализа «совпали» на отметке 1,25. Исключение составила Оренбургская область, где произошел переход из предкризисного в приемлемое состояние по данному индикатору, за счет некоторого увеличения генерирующих мощностей к 2021 г. По индикатору 1.3 (рис. 1), анализ показал, положительную тенденцию удовлетворения потребностей к КПТ из собственных источников в Нижегородской и Саратовской областях. Некоторое ухудшение ситуации, однако пока в диапазоне предкризисных значений по данному индикатору, выявлено в Республиках Башкортостан и Татарстан.

По индикатору 2.1 (рис. 2) – «Доля доминирующего ресурса в общем потреблении КПТ», можно сразу отметить отсутствие регионов в зоне приемлемого состояния с точки зрения ЭБ. По индикатору 2.2 (доля наиболее крупной электростанции в установленной мощности региона) можно отметить разделение регионов по всем трем состояниям индикативного анализа – кризисное, предкризисное и приемлемое.

Достаточно высокий запас значений по инд. 2.3 на графике (рис. 2) определяет сведение их в данном случае и принятому достаточному запасу в 25% сверх порогового значения для регионов в условиях резкого похолодания.
По третьему блоку индикаторов (рис. 3), в связи с недостаточно активной политикой в обновлении ОПФ энергетики Приволжского ФО, значения располагаются, в основном, в зоне предкризисных и кризисных значений. Резкие изменения значений по инд. 3.2 (рис. 3) наблюдаются, в связи с большими перерывами между вводом новых мощностей и значимым обновлением основных производственных фондов в регионах.

Для получения итоговой интегральной оценки уровня ЭБ была произведена свертка нормализованных значений индикаторов с учетом их удельных весов. Полученная комплексная интегральная оценка состояния ЭБ субъектов Приволжского ФО представлена на рис. 4.

Из оценки, представленной на рис. 4, также, как и в таблице 5 видно, как менялась ситуация с интегральной оценкой ЭБ регионов, но использование нормализованных индикаторов позволяет визуализировать не только основные тренды и динамику в обеспечении ЭБ, но показать близость к приемлемому или кризисному состоянию с точки зрения ЭБ. Так, в результате проведенного исследования, было получена несколько иная картина на графике интегральной оценки в сравнении с итоговой таблицей индикаторов.
Все субъекты (рис. 4) расположились в зоне предкризисных значений, а Пермский край и Нижегородская область в зоне приемлемых, в то время как по итогам качественной оценки (таблица 5), все субъекты в 2021 г. находились в кризисном и предкризисном состояниях. Уточнение произошло в результате применения метода нормирования, что позволило более точно определить состояние регионов по шкале кризисного состояния с точки зрения ЭБ.

Заключение

Рассмотренный в статье подход, отличается от используемых ранее тем, что в нем при интегральной оценке учитываются не только качественные, но и количественные оценки ситуации с обеспечением ЭБ по отдельным индикаторам. Применение этого подхода позволяет получать нормализованные значения индикаторов, которые в свою очередь корректно отражают результаты оценки состояния ЭБ регионов, а также более наглядно и детально показывают динамику изменения ситуации с обеспечением ЭБ, как по каждому отдельному индикатору, так и комплексно по субъектам.
Анализ показал, что в регионах Приволжского федерального округа, в большей степени не обладающих собственными источниками ТЭР, ситуация с долей газа в общем потреблении КПТ и с долей наиболее крупного генерирующего источника является кризисной. В целом следует отметить, что практически во всех регионах быстрыми темпами ухудшается ситуация со старением ОПФ энергетики, а, следовательно, и с опасностью увеличения числа ЧС с топливо- и энергоснабжением потребителей по причинам выхода из строя того или иного оборудования.

Исследование выполнено при поддержке Российского научного фонда, грант № 23-29-00460.

Сообщение Оценка энергетической безопасности в регионах Приволжского ФО с использованием нормированных оценок появились сначала на Энергетическая политика.

Валерий СТЕННИКОВ
Академик РАН, д. т. н., профессор,
директор Института систем энергетики
им. Л.А. Мелентьева СО РАН
E-mail: sva@isem.irk.ru

Владимир ГОЛОВЩИКОВ
Старший научный сотрудник, к. т. н., главный специалист Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН
E-mail: vladgo@isem.irk.ru

Газификация регионов России в текущих геополитических условиях приобретает стратегическое значение. Однако в большей степени реализация подобных мероприятий касается европейской части России. В меньшей степени это затрагивает восточные регионы России. В связи с этим представляет определенный интерес анализ проблем газификации регионов Сибирского федерального округа (СФО), которые существуют в настоящее время, поскольку именно здесь сложилась «уникальная» ситуация с решением, а правильнее сказать, с отсутствием решения, вопросов их газификации. Располагая огромными запасами природного газа, месторождения которого осваиваются, субъекты СФО находятся практически на последнем месте по уровню газификации в России. Анализу этих противоречий посвящается большое количество публикаций, заседаний различного уровня, обсуждений, вместе с тем, они решаются крайне медленно и бессистемно [1–8].
Некоторые ориентиры газификации субъектов СФО предлагаются в Стратегии социально-­экономического развития Сибирского федерального округа до 2035 г. (ССЭР) [9]. Однако, эти вопросы в ней отражены фрагментарно, не учитывают пространственные, структурные, ресурсные особенности их территорий. Более того, данная стратегия была принята поспешно и не ответила на многочисленные конструктивные замечания и предложения научно-­технического сообщества.

Ресурсное обеспечение природным газом
регионов СФО

Ресурсная база природного газа в СФО, как и других энергоносителей, отличается недоразведанностью, хотя имеет большой потенциал. Основная роль в нефтегазовом комплексе СФО отводится Омской, Иркутской, Томской областям и северным территориям Красноярского края [8, 9].
В ССЭР дается сжатая информация по нефтегазовой ресурсной базе округа и особенно по природному газу [9], которая представлена в следующем виде:

1. Томская область имеет более ста месторождений нефти и газа с запасами нефти 1,5 млрд т, газа – 600 млрд м3.
2. Месторождения углеводородов со значительными запасами обнаружены в районах реки Подкаменная Тунгуска в Красноярском крае, а также в северных районах Иркутской области.
3. Для обеспечения потребностей Норильского региона на севере Красноярского края осуществляется разработка небольших газовых месторождений (Мессояха и др.).
4. Начинается освоение нефтегазовых месторождений на севере Красноярского края – Ванкорского кластера и Пайяхской группы. В состав этой группы входит десять месторождений с запасами, достаточными для освоения.
5. Самым крупным газовым месторождением в СФО является Ковыктинское газоконденсатное месторождение (КГКМ) в Иркутской области, запасы которого составляют около 2,7 трлн м3. Согласно ССЭР СФО, ввод в эксплуатацию этого месторождения позволит решить проблему газификации юга Восточной Сибири и экспортировать газ в Китай и другие страны Восточной Азии [9]. Однако в стратегических документах ПАО «Газпром» задача «газификации юга Восточной Сибири» за счет Ковыктинского месторождения не ставится.

Наиболее полная информация, имеющаяся в открытом доступе по ресурсам природного газа на Востоке РФ, была представлена в Программе создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран Азиатско-­Тихоокеанского региона (далее Восточная программа), принятой в соответствии с Приказом Минпромэнергетики РФ № 340 от 03.09.2007 г. [10, 11]. Целью этого документа является формирование в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке эффективной газовой промышленности и создания на этой основе условий для динамичного социально-­экономического развития указанного региона [10, 11]. В программе были предложены решения по газификации восточных регионов РФ с получением конечных продуктов из газа с высокой добавленной стоимостью и экспорта газа в Китай. При этом, если в ДВФО проекты определены, они получают развитие, то в СФО проекты находятся в стадии ожидания, но даже те проекты, которые озвучиваются, рассматриваются фрагментарно, бессистемно, кроме экспортных поставок газа Ковыктинского местрождения в Китай.
Обобщенные данные по запасам природного газа в СФО по состоянию на 2007 г. на момент утверждения приказа № 340 отражены в документах [10–12]. Хотя в течение последних 15 лет проводилась определенная «доразведка» ранее открытых месторождений, при этом были открыты мелкие и средние залежи, но ситуация с разведанными крупными запасами газа к 2023 г. не изменилась (за исключением месторождений на севере Красноярского края). В связи с этим, ранее заложенные в Восточную программу данные, могут быть приняты для формирования перспективных планов развития газового комплекса в СФО.
В таблице 1 приведена информация о ресурсах природного газа (в трлн м3) субъектов СФО по состоянию на 2005 г. (приложение № 2, [10, 11]), где НСР – начальные суммарные ресурсы.
Из таблицы следует, что в СФО был низкий уровень разведанности. Сопоставление данных этой таблицы с общими планами ССЭР СФО до 2035 г. по развитию нефтегазового сектора округа [9] позволяет сделать вывод о том, что в основе развития газового комплекса СФО может быть освоение газовых месторождений Иркутской области и Красноярского края, что подтверждается также данными, приведенными в [8].

В ССЭР указывается, что в СФО до сих пор отсутствует полная газификация округа. В Тыве и Хакасии практически нет газификации. Уровень газификации Красноярского края, по меркам СФО, достаточно высок (около 18%), но несравнимо мал относительно среднего уровня по России, а в Иркутской области уровень газификации (по данным ССЭР) в пределах 1% [9]. В последние годы в регионе оживился процесс газификации с использованием ресурсов мелких и средних локальных месторождений, строятся планы частичного использования газа Ковыкты для нужд прилегающих к ней районов. Однако в целом это не изменяет негативную ситуацию с газификацией субъектов СФО.

Предыстория газовой политики в восточных регионах России

Сложившая ситуация в газовой сфере СФО и его субъектах не соответствует документам, на основании которых должна была строиться газовая политика в РФ и в первую очередь – в восточных регионах РФ. К их числу можно отнести документы, приведенные в [10, 11, 13], а также другие источники официальной информации, например, протоколы различных совещаний и т. д.
Основным документом, который должен был способствовать созданию на Востоке РФ газового комплекса, стимулирующего развитие экономики и социальной сферы этой территории, должна была стать упомянутая выше Восточная программа (Приказ № 340) [10, 11]. Предполагалось, что она обеспечит реализацию системных решений по газификации восточных регионов, включая получение продуктов из газа с высокой добавленной стоимостью и экспорт газа в Китай. Эти «надежды» опирались на задачи, сформулированные в программе:

1. Ресурсная база Восточной Сибири и Дальнего Востока создает основу для формирования в этих регионах «центров газовой промышленности и расширения Единой системы газоснабжения (ЕСГ) на Восток. Газовые ресурсы этого региона позволят удовлетворить спрос потребителей региона на природный газ на ближайшие 20–30 лет, а также обеспечить поставки газа на экспорт в страны Азиатско-­Тихоокеанского региона (АТР).
2. Главной целью Восточной программы является формирование в регионе газовой промышленности и создание на этой основе условий для социально-­экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока, повышения уровня жизни населения региона [10, 11].

Следующим шагом планировалось выполнить научно-­прикладные исследования, связанные с проведением оценки ресурсной базы для развития газовой промышленности, прогнозированием потребности в природном газе, формированием предложений по созданию газоперерабатывающих мощностей и др.
Сопоставляя выполнение планируемых положений Восточной программы с современной ситуацией, можно сделать следующие выводы:

1. Базовым принципом Восточной программы являлось формирование в восточных регионах РФ центров газовой промышленности и расширения ЕСГ на Восток. В числе первоочередных была сформулирована задача газоснабжения российских потребителей, и лишь во вторую очередь Восточная программа ориентировалась на экспортные поставки газа в АТР. К сожалению, уже к 2014 г. эти приоритеты поменялись местами.
2. В Восточной программе отсутствуют упоминания о практически полной переориентации нефтегазовой политики России на Восток. В программе предусматривалось только некоторое возможное увеличение экспортных поставок в страны АТР. За прошедший период основные программные цели не были достигнуты, а современная газовая политика РФ приобрела ярко выраженную экспортную направленность [3]. Обеспечение собственных потребителей газом отошло на неопределенное будущее.

Основными причинами такого изменения в газовой политике РФ стало подписанное в 2014 г. соглашение с КНР о строительстве магистрального газопровода «Сила Сибири» для экспорта российского газа в Китай, а в последние годы к этому добавились проблемы, связанные с потерями европейских рынков нефтегазового экспорта. Во многом все это послужило триггером ввода в эксплуатацию Ковыктинского месторождения и подачи газа в газопровод «Сила Сибири» для экспорта в Китай в 2022 г.

При подписании соглашения с КНР в 2014 г. утверждалось, что сооружение «Силы Сибири» даст мощный импульс социально-­экономическому развитию восточных регионов РФ, которого не было с 2007 г., однако этого не случилось. Во многом это связано с недостаточным анализом региональных социальных и макроэкономических факторов.
Целесообразность газификации региона определяется региональной структурой топливно-­энергетического баланса по видам используемого топлива и его цены, однако утвержденная Минэнерго методика его расчета не может обеспечить получение обоснованных прогнозов спроса и потребления. К тому же она основной упор делает на социальный и бытовой секторы и не учитывает при этом системные факторы, приводящие к доступным ценам для населения. По своей сути она не ориентирована на особенности восточных регионов (отсутствие газовой инфраструктуры, наличие собственных ресурсов газа, неудовлетворительное состояние энергоисточников, неудовлетворительная экологическая обстановка и др.). Кроме того, методика не учитывает потенциальный спрос за счет роста промышленности и газохимии. Только в этом случае газ будет доступен населению, так как при его комплексном использовании цена газа, поставляемого социальным потребителям с учетом газохимии может быть существенно ниже.
По официальным данным, по состоянию на начало 2022 г. в СФО суммарные запасы газа достигают около 8 трлн м3, добывается около 17 млрд м3 в год, а потенциальный спрос составляет 22 млрд м3. Следует отметить, что объемы этого спроса требуют уточнения, так как прогнозируемое потребление газа только в Иркутской области – более 10 млрд м3 в год.
Газификация – это важнейший вопрос для Красноярского края, Иркутской области, Хакасии и Тывы по целому ряду причин, в том числе и демографических. При этом ориентация на будущий газопровод «Сила Сибири 2» не только не решает весь комплекс перечисленных выше вопросов из-за обедненного состава газа, но и связана с весьма неопределенными перспективами этого проекта.
Президент России поставил задачу привести газ в Республику Бурятию и Забайкальский край не позднее 2030–2032 г. для обеспечения газификации этих регионов [16]. Однако осуществить этот план возможно только при сооружении газопровода «Сила Сибири 2» с ответвлениями в Бурятию и Забайкалье. Этот проект может также решить экологические проблемы региона, связанные с использованием угля на устаревших котельных и ТЭЦ, но не решит задачу по созданию «газохимического кластера» в Иркутской области.
Таким образом, при наличии огромных запасов природного газа и его добычи в настоящее время, проблемы газификации на востоке СФО остаются нерешенными и очень низка вероятность их решения в среднесрочной перспективе. Создание газохимического кластера практически не рассматривается, хотя сооружение газопровода от Ковыкты до г. Саянска в Иркутской области позволило бы развивать газохимические производства. Рассматриваемая газификация сводится только к локальным поставкам газа в качестве топлива для населения, и то в основном для мелких теплоисточников во многих субъектах СФО. С одной стороны, это очень ограниченное решение, а с другой стороны, такое направление не выгодно «Газпрому» и особенно в СФО, где нет магистральных газопроводов и распределительных газовых сетей в субъектах округа.

Краткая информация по состоянию с газификацией и газоснабжением в некоторых субъектах СФО

По данным ССЭР СФО, уровень газификации в Иркутской области составляет всего 1,1%. В Красноярском крае уровень газификации достигает 17,5%. Тыва и Хакасия не газифицированы [9]. В ряде районов используется сжиженный углеводородный газ (СУГ) для бытового потребления населением. Для повышения уровня высокозатратной газификации потребуются существенные дотации из бюджетов различных уровней. Только Красноярский край и Иркутская область могут обойтись без дотаций из федерального бюджета, а у Республики Алтай и Республики Тыва доля бюджетных дотаций будет превышать 40% от собственного консолидированного бюджета [9]. Из этого следует, что процесс газификации некоторых регионов зависит также от уровня их бюджетной обеспеченности.
Среди возможных направлений газификации субъектов СФО рассматриваются все имеющиеся варианты использования газа: сетевой газ, СПГ, СУГ. Практически все сибирские регионы в настоящее время имеют свои региональные программы газификации, как правило, до 2025 г. с различной степенью проработки. Следует отметить, что проблемы по газификации субъектов СФО определяются отсутствием газовой инфраструктуры, что принципиально отличает ситуацию в СФО от газификации в Урало-­Европейской части РФ.
Целесообразно рассмотреть специфику проблем с газификацией для субъектов СФО с низкой и высокой бюджетной обеспеченностью.
Республика Тыва. По оценке экспертов, Тыве необходимо около 450 млн м3 в год. Эксперты предлагают следующие варианты газификации [17]:
1) газопровод «Сила Сибири 2»;
2) использование местных ресурсов, например: извлечения газа из угольных пластов;
3) развитие автономной газификации.
Другие варианты пока остаются только в планах, включая «Силу Сибири 2». Возможен также вариант газификации на основе СПГ, но не определен источник его получения для Тывы. Кроме того, АО «СУЭК» не планирует перевод на газ угольной Кызылской ТЭЦ, что снижает потребность в газе и востребованность подачи из «Силы Сибири 2».

Республика Хакасия. В Хакасии, наряду с угольной энергетикой, находится Саяно-­Шушенская ГЭС мощностью 6,5 млн кВт. По состоянию на 01.12.2022 г. стоимость электроэнергии для населения Хакасии достаточно низкая: 2,67 руб./кВт·ч, поэтому этот фактор необходимо учитывать при рассмотрении ТЭБа республики, включая роль и цену газа. Проекты газификации Хакасии стали обсуждаться с момента открытия местного Михайловского газового месторождения. Позже выяснилось, что запасы газа в месторождении малы, поэтому скважины законсервировали [19]. В программе по газификации Хакасии (принятой после 2020 г.) отмечалось, что в газификации Хакасии заинтересовано не только население, но и предприниматели, которые оплачивают электроэнергию по высоким ценам [19]. Предприниматели полагали, что стоимость электрической и тепловой энергии, получаемой на основе газа для них, будет ниже, чем использование электроэнергии, но это не подтверждается расчетами. Нужно отметить, что представители Хакасии также обращались в Минэнерго РФ и «Газпром» с предложением рассмотреть и вариант сооружения газопровода от города Новокузнецка до города Абакана [19]. Очередные обещания руководства республики по газификации были озвучены в начале 2023 г., и вновь они не реализуются [20]. Перспективы газификации Хакасии пока не определены, поскольку ее также, как в Тыве, связывают с «Силой Сибири 2», сооружение которого сдерживается. В настоящее время в республике используется СПГ в объеме всего около 2200 т в год, а по предварительным оценкам необходимо 1,1 млрд м3 в год. Производство и потребление СПГ и СУГ может частично решить проблему газификации и Хакасии, но только для газоснабжения населения и, возможно, для газификации автотранспорта. В Минэнерго РФ считают, что газификация Хакасии экономически нецелесообразна из-за удаленности от будущей трассы «Сила Сибири 2», а также из-за наличия в республике дешевых угля и электроэнергии. По мнению министерства, возможными вариантами решения проблемы «черного неба» могут стать переход на электроотопление для населения и глубокая модернизация теплоисточников, работающих на угле [21].
Красноярский край. В этом индустриально развитом крае обсуждение проблем газификации усилилось в 2018 г., когда руководитель страны поручил подготовить план по улучшению экологической ситуации в крае [22]. Именно экологические проблемы стали основными в планах по газификации региона. Ещё в 2016 г. «Газпром промгаз» рассматривал варианты газификации этого края, которые должны были охватить более 25 городов и районов. В настоящее время фактически рассматривается только один вариант, связанный с неопределенным по времени строительством «Силы Сибири 2». В то же время федеральные и краевые власти на основании поручения Президента РФ планируют газифицировать Красноярск к 400‑летнему юбилею города в 2028 г. при условии сооружения «Силы Сибири 2». По имеющейся информации, краю необходимо 10–11 млрд м3 газа в год, однако, по данным правительства Красноярского края требуется не более 5–6 млрд м3 [22]. В настоящее время в регионе проявляется ещё одна «особенность». Из-за затягивания решения вопроса с «Силой Сибири 2», владельцы угольных ТЭЦ в г. Красноярске начинают их модернизацию с целью сокращения вредных выбросов. Если сетевой газ появится, то энергетики понесут громадные финансовые потери из-за проведенной модернизации, а также при последующем переводе ТЭЦ на газ. Как и в других регионах СФО, возникает проблема с ценой газа для частных домовладений. В настоящее время газ будет стоить по предварительным оценкам в три раза дороже электроотопления (стоимость электроэнергии в крае по состоянию на 01.12.2022 г. 3,25 руб./кВт·ч) и не менее, чем в пять раз дороже угля. На Красноярском экономическом форуме (КЭФ‑2023) в очередной раз обсуждали газификацию края: автономную газификацию от планируемых к сооружению СПГ-заводов и от сетевого газа «Сила Сибири 2» [23]. Но подписанное на КЭФ‑2023 соглашение между правительством края и «Газпром недра» закрепляло только газовую ресурсную базу на севере края для газификации удаленных потребителей. Соглашение также предусматривает сооружение СПГ-завода в Богучанском районе [23]. В результате возникает тупиковая ситуация: с одной стороны, необходимо ликвидировать проблему «черного неба», а с другой стороны, выполнение этого требования и масштабная газификация не может быть решена без сооружения газопровода «Сила Сибири 2». Поэтому в настоящее время продолжается медленная газификация частных домовладений на базе СУГ и СПГ.
Парадоксальная ситуация складывается с газификацией Иркутской области, где имеется крупное освоенное месторождение, газ которого уходит на экспорт, а регион остается без газа.
Крупнейшее Ковыктинское газоконденсатное месторождение, расположенное на территории области, запущено в эксплуатацию в 2022 г. Кроме него в регионе имеются более двух десятков других месторождений газа, некоторые из них уже участвуют в газификации изолированных районов Иркутской области. Наряду с наличием газовых и нефтяных ресурсов, в регионе развиты электроэнергетика и угольная отрасль, которые необходимо учитывать при формировании ТЭБ региона и направлений газификации. Главный газовый ресурс – это Ковыкта [24–26]. Кроме газа (1,8–2 трлн м3) месторождение содержит около 80 млн т газового конденсата. Суммарные газовые ресурсы Иркутской области – более 4 трлн м3. Начиная с 1987 г., началась многолетняя история попыток газифицировать области [3–5, 9]. Однако проблема не решена до настоящего времени и пока не видно ее решения в обозримой перспективе, несмотря на Восточную газовую программу 2007 г. [10, 11], а также соглашения с КНР (2014 г.) по поставкам газа по «Силе Сибири» в объеме 38 млрд м3 в год с Чаяндинского месторождения (Якутия) на первом этапе, а затем и с Ковыктинского месторождения на втором этапе.
Для создания газового комплекса в Иркутской области, в 2020 г. были разработаны Генеральная схема газоснабжения и газификации и Долгосрочная целевая программа газификации. Оба документа предполагали сооружение газопровода от Ковыкты в г. Саянск, а также газификацию некоторых изолированных северо-­восточных районов на газовых ресурсах местных месторождений [4, 5]. Были определенные планы в связи с поручением Президента РФ № Пр‑907: предполагалось, что его исполнение кардинально изменит ситуацию с газификацией Иркутской области, однако до настоящего времени ситуация мало меняется. В январе 2022 г. был принят закон (№ 15-ОЗ от 10.01.2022 г.) «Об утверждении стратегии социально-­экономического развития Иркутской области на период до 2036 г.» [27], в котором указывается, что наличие ресурсов газа позволяет создать в регионе мощный газовый кластер. Согласно ССРЭ Иркутской области, создание газового кластера должно основываться на ресурсах Ковыкты, поэтому необходимо ускорение строительства газопровода «Ковыктинское ГКМ–Саянск – Иркутск» [27]. Однако, последующие события изменили реализацию этих планов. В июне 2022 г. «Газпром» и Иркутская область подписали Программу развития газоснабжения и газификации на период до 2025 г. Эта программа не предусматривает масштабную газификацию региона, а только некоторых северо-­восточных районов для социально-­бытовых нужд [5]. По этой программе планируется обеспечить газоснабжение 5 тыс. домовладений и 20 котельных. Для Иркутской области, в которой сотни тысяч домовладений и сотни угольных котельных, это очень скромные перспективы локального характера [28]. В рамках Восточного экономического форума (ВЭФ) в 2022 г. обсуждался определенный спектр мероприятий, включая деятельность по газопереработке и газификации, проводимую только «Иркутской нефтяной компанией» (ИНК), и подачу газа ПАО «Газпромом» Ковыкты в «Силу Сибири». Каких‑либо конкретных предложений по газопроводу от Ковыкты до Саянска опять не было озвучено [28]. По имеющейся информации, в рамках подписанного соглашения на ПМЭФ‑2022, ПАО «Газпром» прорабатывает вопрос газификации г. Саянска. Однако, газификация города остается второстепенной задачей, так как газ Ковыкты в первую очередь необходим для экспорта в Китай, а не для развития газохимического кластера в Саянске.
В 2022 г. появилась новая задача, обозначенная в поручении Президента РФ по решению экологических проблем г. Байкальска и Байкальской природной территории. По предложению руководства СФО началось рассмотрение возможности перевода угольной ТЭЦ г. Байкальска на газ. Укрупненные оценки показали, что потребность в СУГ к 2035 г. составит около 35 тыс. т/год, а СПГ около 50 тыс. т/год. Ранее (2015–2018 гг.) такие оценки выполнялись для теплоснабжения г. Байкальска. Они показали, что уже при стоимости СПГ 19 тыс. руб. за тонну газовое отопление будет неэффективным и не решает проблему выбросов СО2. С тех пор стоимость газа возросла до 45 тыс. руб. за тонну. В этих условиях цена на тепловую энергию, получаемую с использованием газа и электроэнергии, сравнялись между собой. Кроме того, до настоящего времени не ясны источники газа. Исходя из этой ситуации, на заседании в г. Байкальске с участием руководства Минэнерго РФ, СО ЕЭС РФ и руководства Иркутской области, в феврале 2023 г. было принято решение реализовывать проект по электротеплоснабжению потребителей г. Байкальска.
В начале марта 2023 г. в г. Иркутске было проведено очередное расширенное совещание по проблемам развития газохимического кластера и газификации Иркутской области. По информации, представленной правительством региона, прогнозируемое потребление газа может составить около 10 млрд м3 в год, из них: промышленность – 4,3 млрд м3 в год, ТЭЦ и крупные котельные – 4,7 млрд м3 в год и социальная сфера – не менее 0,7 млрд м3 в год, а в перспективе оно может достигнуть до 12–16 млрд м3 в год к 2030 г. [5]. Эти потребности основаны на необходимости подачи газа от Ковыкты до г. Саянска, который обеспечит, в том числе и развитие газохимии в Иркутской области. Несмотря на рекомендации проведенных совещаний, ситуация с развитием газохимии и газификацией в регионе продолжает оставаться неопределенной.

Следует также отметить, что из-за неразвитости газовой инфраструктуры (прежде всего распределительных газовых сетей) и отсутствия достаточного количества потребителей на локальных нефтяных и нефтегазовых месторождениях, происходит сжигание попутного газа на факельных установках и (или) закачивание его в пласты для поддержания пластового давления нефти. Этот газ мог бы быть использован в качестве товарной продукции, в том числе как топливный ресурс. Однако считается, что его выгоднее сжигать.
Для Иркутской области наиболее эффективным решением по созданию газового комплекса могли бы быть следующие предложения:
Для укрепления экономики области и расширения возможностей газификации, необходимо достроить газопровод от Ковыкты до г. Саянска для подачи по нему «жирного» газа и использовать его в качестве сырья для газохимии на заводе «Саянскхимпласт», а переработанный газ отправлять на энергетические объекты и газификацию прилегающих территорий.
Прокладывается газопровод для поставки метановой фракции в г. Иркутск на газовую ТЭЦ, необходимую к сооружению с целью устранения дефицита электроэнергии на юге области и одновременного решения острейшей проблемы с теплоснабжением г. Иркутска [5].
При прохождении «Сила Сибири 2» по Иркутской области получаемый по нему газ может быть направлен на масштабную газификацию региона, в том числе: перевод ТЭЦ и котельных с угля на газ и обеспечение газом населения и социальной сферы.
Газификацию удаленных от «Силы Сибири 2» регионов необходимо осуществлять от локальных месторождений, а также за счет поставок СПГ. Для этого на территории региона должны быть построены несколько СПГ-заводов.
Все предложенные решения требуют системного анализа и необходимого технико-­экономического обоснования. При этом следует еще раз акцентировать внимание на том, что технико-­экономические оценки использования газа в любом варианте в качестве топливного ресурса без комплексного системного анализа, включая экологию, уровень жизни, комфорта, социальные условия проживания населения, усложнение демографической ситуации, технический уровень энергосистем и т. д., всегда будут менее привлекательными по сравнению с их показателями для существующих угольных систем, которые преобладают в большинстве субъектов СФО, включая Иркутскую область. Именно угольная отрасль является сдерживающим фактором развития газификации и газоснабжения в СФО, если рассматривать только финансово-­экономические показатели, включая стоимость строительства газопровода, распределительных газовых сетей и сооружение СПГ-заводов.
Перечисленные выше направления могли принципиально изменить ситуацию с газификацией и газоснабжением. Однако, как отмечалось выше, масштабная газификация Иркутской области пока не просматривается. Это подтверждается, например, принятым постановлением правительства области № 932-ПП от 24.10.2023 г. «Об утверждении региональной программы газификации ЖКХ, промышленных и иных организаций ИО на 2024–2033 г.». Основными направлениями являются: локальная газификация некоторых населенных пунктов, использование газа в качестве моторного топлива, строительство одного предприятия по производству СПГ (в том числе и для производства моторного топлива) и т. д. При этом уровень газификации населения к 2033 г. будет не более 5,4% (целевой показатель – очень низкий). Потенциальная потребность в газе к 2033 г. может составить около 1 млрд м3. Суммарная стоимость региональной программы около 35 млрд руб. Для реализации планов по СПГ, 01.11.2023 г. Иркутская область подписала соглашение о сотрудничестве с ООО «Газпром гелий сервис». Можно надеяться, что эти достаточно скромные, но высоко затратные планы смогут как‑то усилить процесс газификации области, который до настоящего времени проходил в крайне медленном темпе.

Выводы

Приведенный анализ проблем газификации в целом СФО и в некоторых его субъектах позволяет сделать следующие выводы:

1. Уровень газификации СФО в настоящее время существенно ниже, чем в среднем по стране, доля угля в ТЭБ Сибири составляет 86% (в среднем по России – 12%).
2. Наименее газифицированными субъектами СФО являются Тыва и Хакасия. К ним также относятся Красноярский край и Иркутская область.
3. Все перечисленные субъекты (за исключением Иркутской области) для реальной газификации своих регионов ориентируются на сооружение МГП «Сила Сибири 2».
4. Все субъекты СФО рассматривают газификацию, прежде всего, как газоснабжение домохозяйств населения. На втором месте стоят экологические проблемы в населенных пунктах. В Иркутской области этот фактор также важен, но прежде всего для улучшения экологической ситуации Центральной экологической зоны озера Байкал и в целом Байкальской природной территории.
5. Сдерживающим фактором газификации субъектов СФО является преобладание в их ТЭБ угля более дешёвого, чем газ. Кроме того, замена на ТЭЦ и котельных угля на газ, может нанести ущерб угольной отрасли с соответствующими социальными последствиями.
6. В отличие от других субъектов СФО, Иркутская область рассматривает проблему газификации существенно шире, так как она включает необходимость создания газохимической отрасли в регионе на базе ресурсов Ковыктинского ГКМ.
7. Иркутская область также заинтересована в строительстве «Силы Сибири 2», поскольку этот проект позволил бы начать масштабную газификацию населения и перевод многих ТЭЦ и котельных, использующих уголь, на газ, хотя ПАО «Газпром» последнее мероприятие не предусматривает.
8. К сожалению, до сих пор нет утвержденного и опубликованного документа по сооружению «Силы Сибири 2», хотя озвучивается, что такой проект разработан. Строительство газопровода протяженностью более двух тысяч километров ориентирован, прежде всего, на экспорт газа в Монголию и Китай в объеме 50 млрд м3. Для газификации населения такой проект для «Газпрома» представляется экономически не выгодным.
9. Падение спроса на трубопроводный газ может заставить идти на консервацию некоторых скважин на неопределенный срок (что может привести в будущем к их потере), а также к закачке газа в подземные хранилища, объем которых в РФ невелик. Выходом из этой ситуации может быть обеспечение внутреннего спроса на природный газ с целью повышения жизненного уровня населения, решения экологических проблем, развития производств и освоение редкоземельных и других месторождений полезных ископаемых.
10. Перспективным направлением по эффективному использованию природного газа является получение СПГ, как альтернатива трубопроводному газу. Тенденции последнего времени показывают, что РФ становится именно на этот путь.
11. Процесс газификации субъектов СФО на базе сооружения «Силы Сибири 2» до настоящего времени четко не определен. Возможно, начнется медленная и дорогостоящая газификация с использованием СПГ, получаемого из местных локальных месторождений. Однако, прошедшие встречи на высшем уровне в октябре 2023 г. в КНР и озвученные намерения по сооружению экспортного газопровода «Сила Сибири 2», позволяют надеяться, что этот проект начнет строиться, и ряд проблем по газификации некоторых регионов СФО будут решаться к 2030–2032 г.

Сообщение Проблемы и перспективы развития газового комплекса Сибирского ФО появились сначала на Энергетическая политика.

Виолетта КИУШКИНА
Руководитель департамента энергетической безопасности и инфраструктуры ТЭК ФГБУ «Российское энергетическое агентство» Минэнерго России, д. т. н., доцент
E-mail: Kiushkina@rosenergo.gov.ru

Анатолий ШИРОКОВ
Заместитель председателя Комитета Совета Федерации по федеративному устройству, региональной политике, местному самоуправлению и делам Севера, д. и. н., профессор
E-mail: AIShirokov@senat.gov.ru

В 2018 г. Президентом Российской Федерации была поставлена задача «гарантированного обеспечения доступной электроэнергией, в том числе за счёт развития распределённой генерации и на основе возобновляемых источников энергии, в первую очередь в удалённых и изолированных энергорайонах» [1].
Несмотря на широкое употребление в отраслевой среде термина «распределенная генерация», отсутствие нормативного определения длительное время не позволяет выделить фокус её развития на государственном уровне.
При этом в бизнесе это направление давно и активно развивается, в первую очередь, благодаря постоянному совершенствованию технологий производства электрической и тепловой энергии из территориально доступных энергетических ресурсов, включая доступ к газотранспортной системе. Развитие рынка электроэнергии, повышение её стоимости для потребителей и появление механизмов поддержки отдельных технологий, в первую очередь на основе возобновляемых источников энергии, стало дополнительным стимулом появления объектов распределённой генерации в рамках единой энергосистемы, что воспринимается в качестве угрозы её распада [2].
Стоит обратить особое внимание на определение «удаленные и изолированные энергорайоны», которое устанавливает приоритетное направление для поддержки технологий распределённой генерации на государственном уровне, чтобы деятельность профильных органов власти не приводила к уходу потребителей от централизованной энергосистемы в островной режим, а создавала рациональную альтернативу развитию электросетевой инфраструктуры на неосвоенных территориях. Преимущественно они расположены на Дальнем Востоке, в Арктике и других районах Крайнего Севера.
Ориентируясь на отраслевое законодательство, правильно называть распределённую генерацию в удалённых и изолированных энергорайонах объектами по производству электрической энергии, которые не имеют технологических связей с Единой энергетической системой России, технологически изолированы и присоединение которых указанным электроэнергетическим системам не планируется [3]. С учётом этой формулировки возможно определить нашу целевую группу в качестве локальной (местной, не выходящий за определенные пределы [4]) генерации. Принципиально важно, что эти объекты работают в островном режиме на выделенную нагрузку и являются единственным источником генерации, хотя за редким исключением их может быть несколько, включая резервные.
Второе необходимое понятие для нашей статьи, основанное на правилах устройства электроустановок, «система локального энергоснабжения» (локальная энергосистема) – совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой, обладающих общим режимом работы и управления в непрерывном процессе производства, преобразования, передачи и распределения электрической и тепловой энергии [5]. Особенно подчеркиваем взаимосвязь электрической и тепловой энергии, являющихся производными от первичных источников энергии, которые в общем виде могут быть органическими (углеводороды) или возобновляемыми, включая атомную энергию. Первая группа может быть территориально доступными (локальными) энергоресурсами, например, уголь, газ, торф, или доставляться «северным завозом», как дизель, мазут, СПГ и уголь.
Важным моментом является законодательное отнесение сферы обращения электрической энергии в локальных энергосистемах к розничным рынкам электроэнергии, при этом фактически электроэнергия отпускается исключительно по установленным или согласованным тарифам, а само существование конкурентного ценообразования технологически не представляется возможным. Поэтому целесообразнее относить их к сфере регулируемого ценообразования, где цены регулируются государством или непосредственным поставщиком.
Также важно сказать о потребителях электрической и тепловой энергии в удалённых и изолированных районах. Они представляют собой население и приравненных к нему потребителей, бюджетные организации, предприятия, относящиеся к организациям ТЭК и ЖКХ, а также промышленность, в основном, связанную с добычей полезных ископаемых. Их ключевое отличие заключается в том, что для первых отпускные тарифы регулируются государством и поддерживаются на уровне среднероссийских вне зависимости от территории проживания, а для последней – не регулируются со стороны государства и оплачиваются по себестоимости. При этом есть исключение для отдельных категорий потребителей, в отношении которых на территориях Дальневосточного федерального округа осуществляется доведение цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность) до базовых уровней [6].
Объединение этих потребителей позволяет выделить три основные группы: предприятия по добыче углеводородов, предприятия горнодобывающей промышленности и населённые пункты. Им соответствуют следующие действующие основные источники локального энергоснабжения: газотурбинные и газопоршневые электростанции, дизельные и мазутные электростанции единичной мощностью более 1000 кВт, дизельные электростанции единичной мощностью установки до 1000 кВт (рис. 1).

Предприятия первой группы представляют собой крупнейшие нефтегазовые компании, отличаются высоким финансовым ресурсом и наличием доступного сырья, которые в совокупности позволяют без государственной поддержки обеспечить энергоснабжение собственных производственных мощностей традиционными технологиями тепловой генерации. Совокупная мощность электростанций на месторождениях превышает несколько ГВт. При этом многие компании в последнее время встречаются с трудностями сервисного обслуживания и рассматривают возможности привлечения частных инвесторов для реализации проектов локального энергоснабжения своих месторождений, в том числе на основе альтернативных источников энергии.
Вторая группа включает более 50 горнодобывающих предприятий с совокупной долей дизельной электрогенерации более 500 МВт и тепловой генерации более 200 Гкал/ч. Предприятия осуществляют деятельность в сфере добычи драгоценных камней и металлов.
Отдельным вопросом является наличие большого объема неразрабатываемых месторождений и ресурсов золота, лития, меди, вольфрама, олово, свинца, цинка и других металлов. Основной проблемой для реализации этих проектов является отсутствие гарантированного источника энергии, высокие капитальные затраты и экономически необоснованные тарифы новых локальных энергоцентров, а также ограниченный доступ к современным энергетическим технологиям.
Третья группа является самой многочисленной. Она включает 527 населённых пунктов только в границах ДФО и АЗРФ, в которых совокупная мощность дизельных электростанций составляет более 800 МВт, котельных – более 2000 Гкал/ч (рис. 2). Объекты характеризуются высоким физическим и моральным износом, а также удельным расходом топлива, поэтому представляют наибольший потенциал для внедрения современных технологий локальной генерации. К основной проблематике реализации инвестиционных проектов стоит отнести субсидированные цены на энергоресурсы, низкую инвестиционную привлекательность и отсутствие действенных механизмов государственной поддержки для частного бизнеса.

Решение государственной задачи по развитию локальной генерации начали активно обсуждать в профессиональном сообществе, ожидая раскрытие высокого инвестиционного и инновационного потенциала, при этом каждый участник видел ее постановку и результат по-разному.
Если консолидировать позиции по основным интересантам, то можно выделить следующие:
энергетические компании (ресурсоснабжающие организации):

• появление дополнительных источников реализации собственных инвестиционных программ;
• региональные власти: появление источников федерального финансирования для снижения бюджетной нагрузки на субсидирование локальной энергетики;
• инвесторы: появления проектов для участия с понятными механизмами гарантированного возврата инвестиций и мерами государственной поддержки;
• научные и общественные организации: повышение качества энергоснабжения потребителей, повышение экономической эффективности локальных энергосистем, развитие и внедрение инновационных технологий;
• федеральные власти: оптимизация расходов на перекрестное субсидирование локальной генерации за счет повышения эффективности и внедрения новых технологий.

В условиях разнонаправленных интересов сложно консолидировать позиции и предложить решение, которое бы удовлетворяло интересы всех сторон, чтобы позднее вовлечь их в сложный и длительный процесс реализации. Такая попытка была сделана различными наиболее вовлеченными и заинтересованными участниками из каждой вышеуказанных групп в виде различных концепций и проектов отдельных нормативных актов. Ни одна из попыток в итоге не получила поддержки оппонентов и не была реализована.
Именно поэтому для выработки оптимального решения авторам было важно находиться вне указанных групп, но со всеми взаимодействовать, а само решение должно было стать компромиссным и преследовать государственные интересы.
Эту функцию на себя взял государственный институт развития макрорегиона в лице АНО «Агентство Дальнего Востока по привлечению инвестиций и поддержке экспорта», позднее вошедший в состав АО «Корпорация развития Дальнего Востока и Арктики». Определив для себя цель в виде привлечения частных инвестиций в самую инвестиционно-­непривлекательную сферу локальной генерации, связанную с модернизацией неэффективных дизельных, мазутных и угольных электростанций и котельных в населённых пунктах, корпорацией была разработана концепция [7], которая объединила в себе предложения всех заинтересованных сторон и предлагала системный подход. Ключевое положение концепции заключалось в рассмотрении объектов локальной генерации в качестве объектов коммунального хозяйства и создании аналогичных принципов государственной поддержки, уже реализованных на базе ГК «Фонд содействия реформированию ЖКХ», а именно:
1)  обеспечение долгосрочного планирования инвестиций в локальную генерацию в рамках разработки схемы и программы развития локальных энергосистем со стороны региональных и муниципальных органов власти;
2)  заключение между регионом и инвестором долгосрочного соглашения об осуществлении инвестиционной деятельности на принципах государственно-­частного партнерства;
3)  определение гарантированного механизма возврата инвестиций в условиях тарифного регулирования, позволяющего обеспечить комплексную модернизацию локальной энергосистемы, включая взаимосвязанные вопросы электро-, теплоснабжения и повышения энергетической эффективности на стороне потребителя;
4)  меры государственной поддержки в виде капитальных грантов и льготного финансирования конкретных инвестиционных проектов.
Концепция проходила последовательное открытое обсуждение с приглашением всех заинтересованных участников и получила широкую поддержку со стороны инвесторов, энергетических компаний, органов власти, научного сообщества и институтов развития.
Следующим этапом стало создание на её основе дорожной карты, которая предполагала участие федеральных органов исполнительной власти для дополнения нормативной правовой базы в части перспективного планирования, совершенствования механизмов возврата инвестиций, появления источника государственного финансирования и расширения полномочий ГК «Фонд содействия реформированию ЖКХ» на объекты локальной генерации.
Документ также был поддержан со стороны профессионального сообщества, включая рекомендации профильных комитетов Государственной думы и Совета Федерации, при этом его дальнейшая реализация со стороны органов исполнительной власти потребовала определения ответственного структурного подразделения в системе государственного управления топливно-­энергетическим комплексом и жилищно-­коммунальным хозяйством, которое в настоящее время фактически отсутствует.
Именно этой структурой, необходимой для реализации государственной энергетической политики в удалённых и изолированных районах, и предлагается сделать целевой фонд развития локальных энергосистем. Подробное объяснение институциональной причины, по которой возникло предложение создать новый отраслевой институт развития было ранее подробно описано [8] и здесь приводиться не будет, но важно, что эта инициатива встретила самую широкую поддержку среди участников обсуждения, так как предполагает реальный компромисс. Формирование и продвижение этой инициативы в общей сложности заняло 3 года (рис. 3) и предполагало появление стратегического документа на высшем уровне государственного управления в виде отдельного поручения Президента Российской Федерации по итогам VII Восточного экономического форума [9].

По итогам состоявшейся президентской сессии по энергетике в рамках ВЭФ‑2022 Правительству Российской Федерации было поручено при участии государственной корпорации развития «ВЭБ.РФ» и ПАО «РусГидро» разработать программу модернизации объектов локальной генерации технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, расположенных в Дальневосточном федеральном округе, определив источники ее финансирования [10].
Соответствующая программа была разработана по отдельному поручению Правительства РФ еще в 2021 г. Она предполагала государственную поддержку энергосервисных компаний, реализующих инвестиционные проекты по модернизации локальной генерации ПАО «РусГидро», с возможностью распространения этой модели на все регионы Дальнего Востока и Арктики, но нуждалась в выделении льготного финансирования [11]. Вместе с тем, сами энергосервисные договоры, построенные на принципах «бизнес для бизнеса», и особенности получения льготного кредитования в «ВЭБ.РФ» не позволяют реализовать это поручение в рамках действующей фабрики проектного финансирования. А точнее, могут быть профинансированы отдельные группы инвестиционных проектов, но это не является системным решением вопроса привлечения инвестиций в сферу локальной генерации.
Именно поэтому в рамках исполнения этого поручения АО «КРДВ» было повторно предложено вернуться к идее создания целевого фонда развития локальных энергосистем [12,13]. Соответствующая инициатива прошла детальное обсуждение на площадках профильных комитетов Государственной думы, Совета Федерации и Общественной палаты Российской Федерации, а также крупнейших форумов и конференций [14–18], поэтому можно c уверенностью сказать, что она является консолидированной позицией профессионального сообщества. Вопрос только в ее дальнейшей формализации и последовательной реализации.
Именно этому посвящена вторая часть настоящей статьи, которая описывает видение ключевых вопросов создания новой институции для электроэнергетики в виде фонда развития локальных энергосистем: как должна быть организована работа фонда, каковы механизмы его работы, какие источники его финансирования и нормативная правовая основа.
Государственный фонд является неизвестным инструментом поддержки для российской электроэнергетики, которая финансируется исключительно за счет потребителей и на коммерческих банковских условиях. Модель деятельности фонда основана на наиболее близких по характеру ППК «Фонд развития территорий» и ППК «Российский экологический оператор».
Цель определена в виде содействия гарантированному обеспечению энергией в удалённых и изолированных районах Российской Федерации за счет развития локальных энергосистем, в том числе на основе инновационных технологий. Задачи фонда включают:

• участие в координации деятельности органов власти по разработке и реализации программ развития локальных энергосистем субъектов Российской Федерации и осуществление их экспертизы;
• подготовку предложений по совершенствованию законодательства в области функционирования и развития локальных энергосистем;
• разработку программ государственной поддержки частных инвесторов и стандартов их реализации;
• организацию и осуществление финансирования инвестиционных проектов, предоставление гарантий (поручительств), эмиссия облигаций и приобретение ценных бумаг;
• информационно-­аналитическую работу.

Структура управления фондом (рис. 4) должна предусматривать участие в его наблюдательном совете представителей профильных ФОИВов в лице Минэнерго, Минстроя и Минвостокразвития России, который в виде правительственной комиссии сможет принимать решение о государственной поддержке конкретных инвестиционных проектов (по аналогии с правительственной комиссией по регио­нальному развитию).

Руководство фонда взаимодействует со всеми заинтересованными сторонами, включая региональные органы власти, ресурсоснабжающие организации, частных инвесторов, банки, производителей оборудования и научное сообщество, и обеспечивает реализацию трех ключевых функций: разработку проектов НПА и корпоративных стандартов, регулирующих деятельность фонда, структурирование инвестиционных проектов с государственным финансированием и информационно-­аналитическую работу.
Во-первых, фонд появится в полном отсутствии нормативного регулирования, поэтому потребуется внести его в систему действующих нормативно-­правовых актов, а именно в Федеральный закон «Об электроэнергетике». Стоит отметить, что деятельность ППК «ФРТ» определена отдельным федеральным законом, а ППК «РЭО» постановлением Правительства РФ с определением в Федеральном законе «Об отходах производства и потребления».
Необходимо дополнение действующей системы перспективного планирования в электроэнергетике, которое учтёт появление документа в виде схемы и программы развития локальных энергосистем на уровне субъектов Российской Федерации. Далее потребуется выход отдельного постановления Правительства РФ, которое опишет содержательное наполнение этого документа и обеспечит синхронизацию с программами газификации, программами развития коммунальной инфраструктуры, схемами теплоснабжения и другими документами отраслевого и территориального планирования.
Фонд позволит запустить рыночные механизмы финансирования проектов развития локальных энергосистем через государственную поддержку и создать коробочные решения для коммерческих банков, активно финансирующих проекты в сфере ЖКХ. При этом ключевая роль в их реализации была и остается у субъектов РФ, которые обеспечивают формирование инвестиционных потребностей, конкуренцию при выборе инвестора и гарантии возврата инвестиций. Тем более, что проекты локальной генерации, где особенно высокий потенциал внедрения ВИЭ, могут быть коммерчески привлекательными без прямого федерального участия, получение которое будет иметь заявительный характер.
Сам механизм возврата инвестиций требует дополнительной нормативной проработки. В концепции для модернизации действующих дизельных электростанций в населённых пунктах было предложено использование договора купли-­продажи, поставки, передачи энергетических ресурсов, включающего в себя условия энергосервисного договора [19] (интегрированный энергетический контракт) как некоторой идеальной модели для обеспечения комплексной модернизации при одновременной оптимизации совокупных затрат на локальное энергоснабжение. Соответствующая идея имеет глубокое научное обоснование и поддерживается многими отраслевыми экспертами [20, 21], при этом необходимо её закрепление в виде отдельного нормативного акта и адаптация к практическому использованию наряду с действующими механизмами возврата инвестиций.
Требуют уточнения модели государственно‑частного партнерства, которые позволят учесть исторически сложившуюся структуру и особенности управления локальным энергетическим хозяйством в каждом из регионов и позволят обеспечить государственную поддержку в том числе эффективных собственников. Рассматриваются концессионное соглашение, ГЧП, регуляторное соглашение, офсетный контракт и другие возможные формы гарантии исполнения взаимных обязательств со стороны государства и бизнеса.
Также потребуется разработка внутренних регламентов и стандартов деятельности самого фонда, которые будут основой для дальнейшей экспертизы и структурированию проектов с государственным финансированием.
Таким образом, создание фонда на первом этапе подразумевает глубокую нормативную проработку его деятельности. Эта работа обеспечит правила получения дальнейшей государственной поддержки, обеспечит появление потока потенциальных инвестиционных проектов и снизит риски размывания ответственности между заинтересованными сторонами при осуществлении государственного финансирования. Базовые принципы необходимых нормативных изменений были заложены в концепции и требуют актуализации с учетом действующих и разрабатываемых НПА.
Во-вторых, потенциальные инвестиционные проекты с государственным финансированием требуют качественной технологической и финансовой экспертизы. Первая должна включать соответствие принятых решений наилучшим доступным технологиям локального энергоснабжения и заявленному экономическому эффекту от их применения. Её проведение требует экспертных отраслевых знаний и активного взаимодействия с научными организациями, производителями оборудования и инновационными предприятиями, поэтому она должна иметь серьезную научно-­исследовательскую базу, которая, например, в настоящее время формируется в НИЦ ПАО «РусГидро» на о. Русский. Её задачей может быть доведение отечественных инноваций до практического применения в рамках государственной политики достижения технологического суверенитета, а также сопровождение российского экспорта готовых решений в дружественные государства Азии, Африки и Океании в рамках развития международного сотрудничества.
Вторая функция фонда – непосредственный анализ финансовых моделей и структурирование сделок с участием федерального финансирования и других возможных мер поддержки для обеспечения приемлемого уровня доходности по инвестиционным проектам в 12–14 %. Соответствующий функционал был реализован на базе АО «КРДВ» в рамках инвестиционных проектов ООО «Арктик Пауэр Кэпитал» по модернизации 5 ДЭС в Республике Саха (Якутия) и ООО «Генерация» по строительству котельной в Забайкальском крае [12]. При этом масштаб деятельности нуждается в систематизации подходов и может быть обеспечен при участии ГК «ВЭБ.РФ».
Третьей функцией фонда является информационно-­аналитическая работа, которая представляет собой анализ реализации инвестиционных проектов локальной энергетики, соответствующих социально-­экономических эффектов, работу с регионами и компаниями, в том числе в других отраслях экономики, участие в освещении деятельности фонда в рамках публичных мероприятий.
Появление новых производств и поселений в удалённых и изолированных районах неразрывно связано с наличием источника гарантированного энергоснабжения, поэтому деятельность фонда может стимулировать создание новых центров экономического роста и освоения удалённых территорий.
В настоящее время эту работу активно проводит АО «КРДВ» при поддержке ФГБУ «РЭА» Минэнерго России и НП «Горнопромышленники России» в рамках разработки инвестиционной карты объектов локальной генерации [22] и привлечения инвестиций на Дальний Восток и в Арктику. Освоение инвестиционного и инновационного потенциала этой сферы значительно шире. Это должно стать отдельным федеральным проектом.
В качестве источников наполнения фонда могут служить средства федерального бюджета или фонда национального благосостояния, тарифные отчисления «Дальневосточной надбавки», привлеченные средства с рынка ценных бумаг от размещения облигаций фонда, в том числе «зелёных», а также налоговые льготы для филиалов крупных энергетических компаний, реализующих инвестиционные проекты электроэнергетики в ДФО и АЗРФ. Размер фонда может составить порядка 3 млрд руб. в год, а основным инструментом финансовой поддержки должен стать льготный заем по ставке 3–5 % на срок до 15 лет и сумму до 80 % капитальных вложений. При этом условия выделения кредита должны соответствовать целевым проектам комплексной модернизации локальных энергосистем и обеспечивать равные возможности для заинтересованных энергосервисных компаний, частных ресурсоснабжающих организаций и унитарных предприятий (рис. 5).

Описанное наполнение и функционал фонда развития локальных энергосистем представляет собой концептуальный подход для дальнейшей более глубокой проработки при участии всех заинтересованных сторон, но является достаточным обоснованием для принятия принципиального решения о реализации этой инициативы. Создание фонда гармонично встраивается в действующую систему государственного управления и представляет собой рациональное решение насущной государственной задачи, поставленной Президентом Российской Федерации. Авторы настоящей статьи ожидают, что соответствующая тематика будет обсуждаться на полях грядущего VIII Восточного экономического форума и получит поддержку со стороны участников дискуссии.

Сообщение О создании фонда развития локальных энергосистем появились сначала на Энергетическая политика.

Юрий ВАСИЛЬЕВ
Исполнительный директор НТЦ автономной энергетики МФТИ
Е-mail: vasilev.uv@mipt.ru

Владимир НЕГРИМОВСКИЙ
Заведующий лабораторией водородной энергетики НТЦ автономной энергетики
МФТИ, к. х. н.
Е-mail: negrimovsky.vm@mipt.ru

Проблема эффективного и экологичного энергоснабжения арктических территорий Российской Федерации является важной государственной задачей. На изолированных территориях живут миллионы россиян, а установленная мощность только электрогенерации превышает 1 ГВт [1]. По данным РЭА Минэнерго (неполным, так как работа по сбору и анализу информации все еще продолжается) в зоне децентрализованного электроснабжения в границах Дальневосточного федерального округа и Арктической зоны расположены 527 населенных пунктов с населением более 300 тыс. человек, а общая установленная электрическая мощность генерации электроэнергии и тепла составляет 1 ГВт (500 МВт в поселениях, 500 МВт – на предприятиях горнодобывающей промышленности) и 200 Гкал/ч соответственно [2].
В 2020 г. был принят Указ Президента Российской Федерации от 05.03.2020 г. № 164 «Об основах государственной политики Российской Федерации в Арктике на период до 2035 г.», в котором среди приоритетных направлений развития арктических территорий обозначены повышение качества жизни населения и охрана окружающей среды Арктической зоны Российской Федерации. Реализация этих направлений невозможна без развития в арктических регионах низкоуглеродной энергетики.
В настоящее время в мире реализуются крупные проекты по развитию возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и производства с их помощью водорода, его транспортировки и использования в качестве топлива для различных видов транспорта; развивается производство «зеленого» углеводородного топлива и газификация жилого фонда. Сегодня водородная энергетика рассматривается как одно из ключевых направлений при реализации программ декарбонизации и достижения углеродной нейтральности – водород можно получать из низкоуглеродных источников и его использование в качестве энергоносителя не приводит к выбросам парниковых газов.
Важность использование низкоуглеродных технологий возобновляемой и водородной энергетики подчеркивается и в Стратегии социально-­экономического развития Российской Федерации с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 г., утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 29 октября 2021 г. № 3052‑р.

Основные низкоуглеродные технические решения по энергоснабжению изолированных объектов и поселений

При выборе низкоуглеродных решений для энергоснабжения изолированного объекта или поселения важным фактором является наличие в месте его расположения энергетического потенциала для использования тех или иных энергетических технологий. Например, если объект или поселение находятся на берегу реки или моря, то есть смысл рассмотреть использование энергии реки или моря (например, малые гидроэлектростанции, приливную энергетику при наличии створов, для более крупных объектов и поселений, таких как порты, можно смотреть плавучие атомные электростанции). В случае, если поселения достаточно далеки от воды, имеет смысл рассматривать решения на основе энергии ветра. Наиболее универсальными решениями по выработке энергии, на которых будет акцентировано внимание в данной статье, и являются солнечная и ветровая генерация.
На рис. 1 показано, что Арктическая зона Российской Федерации обладает значительным потенциал выработки электроэнергии. Поэтому, при отсутствии других технических возможностей использования энергии ВИЭ (например, гидроэнергетики) именно ветер целесообразно рассматривать в качестве базового источника низкоуглеродного энергоснабжения.

На рис. 2 показан потенциал солнечной энергетики. Видно, что в арктических широтах суммарная солнечная радиация значительно ниже, чем в южных регионах России (рис. 3), а количество солнечных дней меньше (рис. 2). В арктических регионах использовать солнечную генерацию для выработки электроэнергии и тепла целесообразно в летнее время, в то время как в зимние месяцы выработка солнечной энергии будет стремиться к нулю.

Некоторые технические решения, такие как солнечные коллекторы, позволяют сократить расход дизельного топлива только в летний сезон, когда отопительная нагрузка минимальна и основное тепло идет на нагрев воды для нужд горячего водоснабжения. Работающая на дизельном топливе котельная консервируется, а горячее водоснабжение осуществляется за счет возобновляемых источников энергии. Такие решения в арктической зоне успешно используются компаниями «АЛРОСА», «Сургутнефтегаз», «РЖД» и другие российские компании.

Одним из самых нетривиальных решений для систем теплоснабжения арктической зоны в России является использование геотермальных тепловых насосов с озерным (в некоторых странах, таких как Великобритания и Норвегия – морским) коллектором. Подобные проекты реализованы в норвежском Драммене, шотландском Куинз Куэйе, планируются к реализации в финском Салмисаари [4, 5]. При таком подходе используется тепло незамерзающей части арктического водоема, далее при применении теплового насоса теплоноситель может быть нагрет до 50 °C (достаточно для обогрева помещений с помощью теплых полов) и выше.
Так как основной спрос на энергоресурсы в арктической зоне возникает в период отопительного сезона (от 240 дней в году в Сыктывкаре до круглогодичного цикла (в поселке Диксоне на полуострове Таймыр), для выравнивания спроса и предложения на энергию целесообразно рассматривать применение систем накопления энергии (СНЭ). Наиболее популярные СНЭ на базе литий-­ионных накопителей обладают хорошей манёвренностью и способны сглаживать суточные неравномерности энергопотребления, но даже в комбинации с ветряными электростанциями не позволяют запасти энергию для успешного прохождения без применения дизельной генерации всего календарного года.
Применение проточных редокс батарей выглядит интересным решением, но пока что в России существует лишь в виде опытно-­промышленных установок; например, проточная батарея ПАО «РусГидро» мощностью 10 кВт и емкостью 30 кВт·ч на полигоне компании на о. Русский [6].
В последнее время в качестве перспективного решения для запасания и хранения энергии рассматриваются водородные СНЭ, одним из российских разработчиков которых в контейнерном исполнении является МФТИ и которые подробнее рассмотрены в следующем разделе.
Автономное энергоснабжение изолированных арктических объектов также предусматривает развитие направления использования низкоуглеродного транспорта (вездеходы и БВС), для которых возобновляемая электроэнергия и низкоуглеродный водород также может быть источником энергии. Развитие электро- и водородного транспорта требует разработки и создания на изолированных территориях заправочной и зарядной инфраструктуры.

Водородные технологические решения МФТИ

Полярная станция «Снежинка». Полярная международная арктическая станция (МАС) «Снежинка» (рис. 4), строительство которой запланировано в Ямало-­Ненецком округе, в 70 км севернее Салехарда, является одним из самых интересных изолированных объектов с точки зрения организации автономного энергоснабжения В марте 2023 г. проект получил положительное заключение Главгосэкспертизы [8], строительство станции планируется завершить в 2025 г.

МАС «Снежинки» создается как исследовательский комплекс для проведения за полярным кругом междисциплинарных прикладных научных исследований, экспериментов, натурных испытаний передовых разработок в области возобновляемой и водородной энергетики, телекома, новых образцов строительных технологий (в первую очередь в части мониторинга и термостабилизации вечномерзлых грунтов), робототехнических средств для сурового климата, медицинских арктических изделий, решений в области продовольственной безопасности.
Предполагается, что станция будет работать преимущественно на ВИЭ (дизельная электрогенерация также предусмотрена в качестве резервной). На территории станции будет работать ветровая и солнечная электростанции мощностью 1,1 МВт и 200 кВт соответственно, отопление комплекса планируется осуществлять с помощью тепловых насосов используя низкопотенциальное тепло соседнего озера.
Для того, чтобы минимизировать использование дизельного топлива, на станции будут установлены батареи литий-­ионных аккумуляторов – для сглаживания кратко- и среднесрочных дисбалансов выработки и потребления электроэнергии, и водородная система накопления энергии (водородная СНЭ), задействовать которую планируется в периоды длительной нехватки выработанной из ВИЭ электроэнергии.
В состав водородной СНЭ входят модули генерации, хранения водорода и выработки из него энергии. Так, при получении водорода электролизом воды модуль генерации водорода состоит из блока водоподготовки, непосредственно электролизного блока и блока осушки водорода. При использовании в электролизерах жидкостного охлаждения появляется возможность использования выделяемого при электролизе тепла (до 2 кВт·ч на 1 м3 произведенного водорода в зависимости от электролизера). Хранение водорода может осуществляться в компримированном, сжиженном или связанном состоянии (в виде аммиака с его последующим дегидрированием или в металлогидридных хранилищах). Газообразный водород возможно хранить как под давлением его выхода из блока осушки (обычно до 35 бар), так и при более высоком давлении вплоть до 350 бар и выше после дополнительного сжатия. Для получения из водорода электроэнергии и тепла применяются топливные элементы и водородные котлы соответственно. При применении топливных элементов с жидкостным охлаждением также появляется возможность использовать образующееся низкопотенциальное тепло (до 2 кВт·ч на 1 м3 водорода) для нужд теплоснабжения.
В связи с инерционностью водородных СНЭ в их состав входит также литий-­ионные накопители с соответствующими инверторами для балансирования энергии на коротких промежутках времени.
Водородные полигоны. Ключевое значение для формирования и развития отрасли водородной энергетики на территории Российской Федерации имеет создание конкурентоспособного российского оборудования для водородной энергетики, его тестирование, апробация и использование в российских проектах по производству водорода. С целью развития новых водородных технологий и инженерных решений в рамках федерального проекта «Чистая энергетика» МФТИ реализует проекты по созданию двух водородных полигонов: водородный полигон на базе МАС «Снежинка» (Ямальский полигон), и Центр водородного инжиниринга с опытным полигоном в Сахалинской области (Сахалинский полигон).
На Ямальском водородном полигоне будут отрабатываться технологии производства водорода на электролизёрах с анионообменной мембраной и твердооксидных электролизерах, хранения водорода в металлогидридах, аммиаке и в сжиженном виде, использование водорода для выработки тепла (каталитические и конвенциональные водородные котлы), электроэнергии (твердооксидные топливные элементы) и на транспорте (водородная АЗС, транспортные средства на водороде). Все технологии реализуются в контейнерном исполнении и вошли в новую редакцию сборника Минпромторга «Российские компетенции водородной промышленности» [9], готовящуюся к переизданию в 2023 г.

На Сахалинском водородном полигоне помимо создания тестовой инфраструктуры в Южно-­Сахалинске планируется создание 4‑х пилотных проектов на объектах реального сектора экономики области. С помощью водорода, производство которого будет осуществляться электролизом воды с использованием солнечной электроэнергии, будет осуществляться энергоснабжение вышек сотовой связи, на примере поселка Новиково будет отрабатываться применение автономных систем накопления энергии ВИЭ в водороде для энергоизолированных поселков и объектов. На площадке в Южно-­Сахалинске планируется размещение водородной АЗС и заправка водородом городской коммунальной техники, на полигоне также будут апробироваться мобильные водородные энергостанции для полевых лагерей ликвидации последствий ЧС.

Выводы

Для автономного энергоснабжения изолированных объектов и поселений Арктического и Дальневосточного регионов МФТИ реализуется ряд проектов с использованием низкоуглеродных технологий на базе возобновляемых источников энергии и систем ее хранения. Это позволит снизить затраты на энергоснабжение за счет замены дорогого в логистике дизельного топлива на локальные энергоресурсы (прежде всего на солнечную и ветровую энергии), повысить надежность энергоснабжения (отсутствует транспортная составляющая), сократить негативное воздействие энергоснабжения объектов/поселений на окружающую среду.
Разрабатываемые МФТИ совместно с индустриальными и научными партнерами инженерные решения в арктическом контейнерном исполнении позволяют апробировать передовые технологии и подходы надежного низкоуглеродного энергоснабжения с применением водородных СНЭ. В дальнейшем разработанные технические решения как по отдельности, так и в составе энергосистем, могут успешно тиражироваться для других объектов и поселений Арктического региона РФ.

Сообщение Перспективы автономного энергоснабжения изолированных объектов и поселений в арктических регионах РФ с применением водородных технологий появились сначала на Энергетическая политика.

Мария КОЗЫРЕВА
Главный специалист отдела двустороннего сотрудничества Дирекции международного сотрудничества, Российское энергетическое агентство Минэнерго России
Е-mail: KozyrevaMA@rosenergo.gov.ru

Первые ГЭС

Становление гидроэнергетики как основы ТЭК Таджикистана было обусловлено природно-­географическими факторами: свыше 50 % гидроресурсов Центральной Азии сосредоточено в именно в этой стране.
Развитие отрасли страны началось еще в 30‑е гг. XX века. Первые гидротехнические комплексы были возведены на р. Варзоб. В конце декабря 1936 г. была введена в эксплуатацию Варзобская ГЭС‑1 – первая гидроэлектростанция в Таджикистане, изначальная мощность которой составила лишь 7,4 МВт []. Варзобская ГЭС‑1 обеспечила энергией Варзобский район и г. Душанбе, однако полностью решить проблему энергообеспечения развивающегося города не смогла, поэтому строительство Варзобского каскада было продолжено. К середине 1950‑х гг. функционировало уже три гидроагрегата. Вместе с тем набирающая обороты промышленность страны требовала больших энергозатрат и вырабатываемой электроэнергии на р. Варзоб оказалось недостаточно для удовлетворения растущих потребностей. Так, в 1956 г. на р. Сырдарья была запущена более крупная Кайраккумская ГЭС, потом был сооружен каскад из станций Перепадная, Головная, Центральная на р. Вахш.
В конце 1970‑х -начале 1980‑х гг. был взят курс на строительство крупных ГЭС: запущены самая большая в Таджикистане и во всем Центрально-­Азиатском регионе Нурекская ГЭС [], Байгазинская, Сангтудинская ГЭС‑1 и ГЭС‑2, а также положено начало строительству Рогунской гидроэлектростанции.

К середине 1990‑х гг. общая мощность энергосистемы Таджикистана составляла 4,4 ГВт, причем тепловых электростанций насчитывалось лишь две – Душанбинская (196 МВт) и Яванская (120 МВт) ТЭЦ, остальная часть приходилась на гидроэнергетику. Таджикистан накопил достаточный потенциал не только для обеспечения энергией республики, но и для экспорта. Однако распад СССР, изменение структуры экономических связей Таджикистана с соседними странами, трудности с обретением необходимых технологий, а также дестабилизация внутриполитической обстановки сильно замедлили дальнейшее развитие гидроэнергетики в стране []. Тем не менее, в начале 2000‑х гг. власти взяли курс на продолжение строительства незавершенных станций, сооружение новых и модернизацию устаревших мощностей.

Потенциал сегодня

Сегодня гидроэнергетика является главным источником энергии страны. Основной потенциал гидроресурсов сосредоточен в бассейнах рек Пяндж, Вахш, Каферниган и Зеравшан.
Согласно данным Евразийского банка развития по гидроэнергетическому потенциалу Таджикистан занимает восьмое место в мире, но используется лишь 4–5 % от него []. В стране насчитывается 11 крупных и средних ГЭС и порядка 300 малых []. По данным IRENA, в 2021 г. общая установленная мощность ГЭС Таджикистана превысила 5274 МВт [].
Выработка электроэнергии более чем на 90 % осуществляется за счет гидростанций, в связи с чем в Таджикистане уровень выбросов CO2 на 1 кВт·ч генерируемой электроэнергии один из самых низких в мире []. Потенциальные возможности генерации на основе гидроэнергии составляют порядка 527 млрд кВт·ч, технические – 317 млрд кВт·ч []. Для сравнения по итогам 2022 г. было выработано 21 млрд кВт·ч электроэнергии, что стало рекордным показателем за всю историю с момента становления страны в качестве независимого государства[]. До 2030 г. Правительство Таджикистана намерено увеличить выработку до 40,7–45 млрд кВт·ч, при этом на ГЭС должно генерироваться от 37,6–41,6 млрд кВт·ч (порядка 92,4 % от общего объема генерации) [].
Порядка 54 % потенциальных гидроресурсов Центральной Азии приходится на Таджикистан. При условии реализации технического потенциала, а также осуществления планов по модернизации электросетевой системы, республика может значительно нарастить экспорт электроэнергии в соседние страны, также в государства Южной Азии. Возможности по укреплению энергобезопасности собственной страны и наращивание доходов за счет продажи электроэнергии несомненно привлекательны для Правительства Таджикистана. В связи с этим важнейшей задачей для руководства государства становится продолжение поддержки гидроэнергетической отрасли, привлечение инвестиций, иностранных партнеров и технологической экспертизы.

Вызовы, задачи и перспективы

Помимо очевидных выгод от развития гидроэнергетики наблюдается и ряд сопутствующих проблем. Во многом зависимость Таджикистана от гидроэнергетики делает его уязвимым к возникновению сезонной нехватки электроэнергии из-за того, что мощностей тепловых станций крайне недостаточно для балансировки возникающего в зимний период дефицита воды в резервуарах ГЭС. В таких условиях порядка 1 млн человек могут быть отрезаны от стабильного доступа к электроэнергии на достаточно продолжительный период времени []. Этот вызов становится все более острым в связи с таянием ледников Памира, которые формируют необходимый сток воды (за последние десятилетия общий объем ледников Таджикистана уменьшился на треть) []. В связи с этим строительство гидротехнических сооружений должно проводиться еще и с учетом новейших разработок в области адаптации к изменениям климата.

Другая проблема – изношенность и устаревание гидроэнергетической и электросетевой инфраструктуры. Большинство действующих в стране ГЭС были построены еще в советский период, и сейчас необходимо проводить комплексные работы по их реабилитации. При этом недостаточный приток инвестиций и недофинансирование проектов мешают Таджикистану повысить надежность энергосистемы. Одной из ключевых причин здесь выступает низкий уровень тарифов на электроэнергию и маленькая доходность ведения бизнеса. Кроме того, дальнейшее развитие гидроэнергетической отрасли требует тщательного изучения водно-­энергетических ресурсов страны, проведения детальных гидрогеологических исследований для повышения эффективности будущих ГЭС и предоставления гарантий их безопасности для местного населения и экосистемы. Во многом, вышеуказанные проблемы можно решить за счет укрепления сотрудничества и привлечения дополнительных инвестиций в отрасль.
Таджикистан уделяет приоритетное внимание развитию и укреплению отрасли гидроэнергетики. В рамках реализации «Национальной стратегии развития Республики Таджикистан на период до 2030 года» («Стратегия‑2030») правительством предусматривается не только работа по технической модернизации объектов гидроэнергетической инфраструктуры, но и улучшение деловой среды: проведение реформ, направленных на совершенствование рыночного механизма, создание конкурентной среды, увеличение прибыли компаний ТЭК []. В целях привлечения инвесторов правительство освобождает их от налога на прибыль (на различный период времени в зависимости от объемов вложенных средств), предоставляет таможенные льготы, наделяет особым юридическим статусом и гарантирует защиту инвестиций [].
Наиболее значительным проектом Таджикистана сегодня выступает Рогунская ГЭС на р. Вахш. Предусматривается шесть гидроагрегатов общей мощностью 3600 МВт со среднегодовой выработкой 13,8 млрд кВт·ч []. Основное препятствие на пути реализации данного проекта – проблема финансирования. Стоимость гидроэлектростанции оценивается в 4 млрд долл. США, а ориентировочный срок запуска – 2032 г. []. С 2008 по 2022 гг. на строительство станции было затрачено порядка 3,07 млрд долл. США.
В 2023 г. власти Таджикистана намерены привлечь более 314 млн долл. США на продолжение строительства Рогунской ГЭС []. В текущем году уже удалось заручиться финансовой поддержкой со стороны Азиатского банка развития (5 млн долл. США) и Всемирного банка (15 млн долл. США) []. Однако гранты вышеуказанных финансовых институтов направлены в первую очередь на улучшение финансовой и коммерческой составляющей проекта, на оплату консультативных услуг для укрепления безопасности и экологичности Рогунской ГЭС. Готовность профинансировать часть проекта выразили также Исламский банк развития и Азиатский банк инфраструктурных инвестиций [].

Помимо этого, на стадии проектирования находится Шуробская ГЭС. Расположена она будет между Рогунской и Нурекской ГЭС, а ориентировочная мощность составит 862 МВт. Ожидается, что реализацией проекта будет заниматься Таджикская алюминиевая компания (ТАЛКО) с привлечением консультативных услуг []. В настоящее время, помимо ГЭС, Шураб имеют предварительное ТЭО с финансовым и техническим анализом 5 крупных ГЭС [].
По мере восстановления более интегрированной энергетической системы в регионе Центральной Азии расширяются и совместные проекты между центральноазиатскими республиками в области гидроэнергетики. Таджикистан играет в этом процессе особую роль. В начале июня 2022 г. лидеры Республики Таджикистан и Республики Узбекистан дали старт строительству Яванской ГЭС на р. Зарафшан мощностью 140 МВт. Свою заинтересованность в направлении инвестиций в проект высказали Азиатский банк развития и Европейский банк реконструкции и развития (ЕБРР) []. Реализация данного проекта может сыграть позитивную роль в процессе урегулирования продолжающихся споров относительно совместного использования водно-­энергетических ресурсов странами Центральной Азии.
Осуществляется модернизация ряда системообразующих ГЭС Таджикистана: Нурекской, Головной, Кайраккумской. В октябре 2022 г. был запущен первый гидроагрегат Нурекской ГЭС []. Ожидается, что по итогам реабилитационных работ мощность Нурекской ГЭС составит 3375 МВт (+375 МВт), а среднегодовая выработка энергии 12,6 млрд кВт·ч (+1,4 млрд кВт·ч) []. После реконструкции Нурекская ГЭС не только укрепит энергобезопасность страны, но и увеличит возможности экспорта «чистой» электроэнергии. Проект восстановления Нурекской ГЭС проводится в два этапа: на первом осуществляется капитальный ремонт трех гидроагрегатов и ключевой инфраструктуры зданий ГЭС с привлечением средств Всемирного банка (225,7 млн долл. США), Азиатского банка инфраструктурных инвестиций (АБИИ) (60 млн долл. США) и Евразийского банка развития (ЕБР) (40 млн долл. США), на втором – шести агрегатов за счет финансирования Всемирного банка в размере 115 млн долл. США [].
В настоящее время в стране насчитывается порядка 300 малых ГЭС (мощность порядка 132 МВт), однако около трети от этого количества не функционируют ввиду того, что многие из них построены без проведения надлежащих гидрологических исследований []. Кроме того, невозможность эксплуатации некоторых малых ГЭС связана с нехваткой воды: в летний период – в связи с ирригационными нуждами местных хозяйств, в зимний – в связи с отсутствием необходимого стока []. При этом правительство намерено поддерживать дальнейшее развитие МГЭС в рамках «Стратегии‑2030», так как гористая местность, необходимость обеспечения электроэнергией населения даже в самых удаленных труднодоступных районах, а также перспективы развития МГЭС как возможность для создания новых предприятий малого и среднего бизнеса создают предпосылки для этого процесса.
Безусловно, в развитие отрасли гидроэнергетики Таджикистана сегодня активно инвестируют различные международные финансовые институты. Так, Всемирный банк выделил более 275 млн долл. США на реабилитацию Нурекской ГЭС. Европейский банк реконструкции и развития начал свою инвестиционную деятельность в республике еще в 1993 г., однако в сфере гидроэнергетики был профинансирован лишь проект модернизации Кайраккумской ГЭС на сумму 38 млн долл. США []. Финансируют проекты и другие международные банки развития. Иностранные компании также непосредственно заняты в строительстве гидротехнических сооружений. Например, итальянская компания Webuild S.p.A. занимается проектированием и проведением работ по строительству плотины Рогунской ГЭС []. Американская компания General Electric осуществляло поставки высоковольтного оборудования для Сангтудинской ГЭС‑1, а также комплексных распределительных устройств (КРУЭ) для Нурекской ГЭС []. В 2013 г. при помощи индийских инвестиций была осуществлена реконструкция ГЭС «Варзоб‑1».
Значительный опыт по реализации проектов в гидроэнергетике накопился и у российских компаний ТЭК. Так, например, на средства России при содействии ПАО «Интер РАО» было завершено строительство Сангтудинской ГЭС‑1, которая в настоящее время обеспечивает 12 % совокупной выработки электроэнергии в стране. Кроме того, дочернее предприятие Группы «РусГидро» АО «Институт Гидропроект» с 2009 г. оказывает консультативно-­инжиниринговые услуги по завершению строительства Рогунской ГЭС. В 2018 г. был запущен в работу первый агрегат, в 2019 г. – второй. При этом «Гидропроект» проводит комплексный мониторинг состояния гидротехнических сооружений Сангтудинской ГЭС‑1. Другое дочернее предприятие Группы «РусГидро» – АО «ВНИИГ им. Б. Е. Веденеева» также задействовано в проведении исследовательских работ Рогунской ГЭС.
Благодаря накопленному опыту работы и устоявшимся торгово-­экономическим связям Россия сегодня обладает большими возможностями, чтобы предложить Таджикистану комплексные системные решения наиболее актуальных отраслевых проблем и задач, и тем самым нарастить свое конкурентное преимущество в этом регионе.

Сообщение Гидроэнергетика Таджикистана: потенциал сегодня и возможности завтра появились сначала на Энергетическая политика.