| |
return_links(1);?> |
return_links(1);?> |
return_links(); ?> |
|
| |
|
|
| |
Газа всем не хватит
|
|
| |
После 2010 г. лидерство России в мировой торговле голубым топливом может оказаться под вопросом.
Анализ ситуации и тенденций в энергообеспечении России выявляет стратегические угрозы энергетической безопасности (ЭБ) страны,
стоящие на пути реализации Энергетической стратегии (ЭС) РФ на период до 2020 г.
|
|
| |
Николай ВОРОПАЙ,
Наталья ПЯТКОВА,
Виктор РАБЧУК,
Сергей СЕНДЕРОВ,
Григорий СЛАВИН,
Михаил ЧЕЛЬЦОВ,
сотрудники Института систем энергетики СО РАН (г. Иркутск)
|
|
| |
 В качестве стратегических можно рассматривать угрозы ЭБ, которые формируют
устойчивую, длительную дефицитность энергетического баланса РФ, сдерживающую
экономический рост страны, приводящую к стагнации либо ухудшению ее
социально-экономического положения. Можно выделить следующие стратегические
угрозы ЭБ (см. рис.).
Какие же меры помогут частично или полностью нейтрализовать эти угрозы?
Дефицит инвестиций
В последние 10—15 лет инвестиции использовались преимущественно для простого
воспроизводства в отраслях ТЭК. Однако и для этого средств было недостаточно. В
результате в ТЭК накапливалась доля изношенного оборудования, происходило
некомпенсируемое выбытие производственных фондов, снижение или стагнация
технического уровня и экономической эффективности энергетики.
Даже по умеренному вариант у ЭС в 2011—2020 гг. ежегодно потребуется в среднем
около 40 млрд долл. инвестиций, что пока представляется достаточно
проблематичным. Налицо два фактора, обусловливающих эту проблематичность и
одновременно характеризующих возможности ослабления такой угрозы:
недостаточность внутренних накоплений энергетических компаний, связанная и с
низким техническим уровнем производственного аппарата ТЭК, и с низкой
эффективностью хозяйствования, а также с существенно заниженными регулируемыми
ценами на основные виды энергоресурсов;
недостаточный объем привлечения
средств из-за плохого инвестиционного климата и низкой ожидаемой доходности в
дефицитных по инвестициям отраслях ТЭК;
для формирования благоприятного
инвестиционного климата необходимы значительные усилия со стороны государства по
снижению коррупции и стабилизации налоговой системы.
Энергорасточительность
Повышение энергоэффективности народного хозяйства связано с двумя ключевыми
аспектами:
— со структурными изменениями в экономике в целом и внутри отраслей;
—
с технологическим и организационным энергосбережением.
Оценки снижения энергоемкости ВВП в последние годы кажутся оптимистичными. В
2005 г. удельная энергоемкость ВВП составила 80% от уровня 2000 г. против
прогнозных 86% по ЭС. В то же время необходимо учесть, что важнейший вклад в
снижение энергоемкости внес рост доходов от экспорта сырья, особенно нефти и
газа, что никак не связано с прогрессивными изменениями в отечественной
экономике.
По умеренному варианту ЭС намечено снижение удельной энергоемкости ВВП к 2020 г.
на 44% от уровня 2000 г., или в среднем на 2,85% в год. Комплексный анализ
ситуации в этой области дает основание для следующей ориентировочной оценки.
Можно надеяться до 2020 г. снизить энергоемкость на 30—35% (1,75—2,13% в среднем
за год). В результате разницу придется компенсировать весьма значительным
дополнительным объемом производства и потребления топливно-энергетических
ресурсов (ТЭР). И это проблема не только далекого 2020 года, но и ближайших
лет.
Для противодействия рассматриваемой угрозе необходима активная энергосберегающая
политика государства как минимум в трех направлениях:
экономическом:
— либерализация цен на ТЭР при непременном преодолении монополизма на энергетических рынках и социальной защите малообеспеченных групп населения;
— более решительное повышение регулируемых государством цен на ТЭР;
— стимулирование энергоэффективного поведения населения и хозяйствующих субъектов;
— улучшение инвестиционного климата в экономике, включая инвестиционную привлекательность в энергоемких отраслях;
— активизация производства неэнергоемких товаров и услуг;
институциональном:
— стандартизация и нормирование энергоемкости;
— установление ощутимых санкций за расточительное расходование энергии с обращением средств на поддержку энергосбережения;
— формирование действенного законодательства об энергосбережении;
ментально-информационно:
— воспитание энергоэффективного поведения физических и юридических лиц;
— распространение информации, обмен опытом, технологиями;
— проведение научно-исследовательских, опытно-конструкторских работ в данной области.
Ценовые перекосы между газом и углем
Перекос в ценовых соотношениях ТЭР в последние годы, как отражено в ЭС, привел
«к деформации структуры спроса с чрезмерной ориентацией на газ и снижением
конкурентоспособности угля». В частности, газ у потребителей в 2000 г. оказался
дешевле угля в 1,5 раза , в то время как на внешних рынках ТЭР он в 1,5—2 раза
дороже угля, что объективно отражает «ренту за качество». В ЭС ставится задача
«скорейшей ликвидации диспропорций между ценами разных видов энергоносителей».
При этом «цены на газ потребуется увеличить относительно 2002 г. в 2,2—2,25 раза
к 2007 г. и к 2010 г. привести в соответствие с ценами газа на европейском
рынке». Такой рост соответствует обоснованному в ЭС соотношению стоимости
газа/угля в 2010 г. примерно 1,4:1 и в последующие годы около (1,6—2,0):1.
Пока ценовой перекос устраняется недостаточно высокими темпами. Хотя стоимость
газа и угля в 2004 г. сравнялась, это не обеспечило необходимых изменений в
структуре потребления топлива. Препятствиями для дальнейшего устранения
перекоса является, во-первых, слабая конкурентоспособность отечественной
продукции даже при нынешнем сравнительно дешевом газе. Существующая низкая
платежеспособность населения, бюджетной сферы и значительной части бизнеса
Платежеспособность, если и улучшается, то очень медленно. Эти препятствия
усиливаются значительной инерционностью приспособления экономики к новым
(высоким) уровням цен — 50, 60 и более долл./тыс. м3 в 2010 и 2020 годах. Третье
препятствие — неизбежность значительного роста средней цены угля, прирост
потребления которого в европейских регионах России и на Урале придется
удовлетворять дальнепривозным топливом из Сибири.
Ценовые диспропорции между энергетическими и другими товарами
Динамика цен с 1990 г. на ТЭР и продукцию других отраслей свидетельствует о том,
что ТЭК не является инициатором общей инфляции, в чем его часто обвиняют.
Последствия реализации данной угрозы — ослабление инвестиционных возможностей
хозяйствующих субъектов отраслей ТЭК и стимулов энергосбережения. Пока рост цен
на газ и электроэнергию, регулируемых государством, отстает от уровня, диктуемого интересами соответствующих отраслей. Так, в 2004 г. фактические темпы
роста (газ подорожал на 23%, а тарифы на электроэнергию для конечных
потребителей — на 12%) были ниже, чем в расчетах для ЭС-2020 — по электроэнергии
в 1,3 раза и по газу в 1,2 раза.
«Запертость» в Сибири избыточных ТЭР
Эта «запертость» относится прежде всего к углю, включая потенциально
произведенную на угле электроэнергию. Ситуация здесь характеризуется малыми
пропускными резервами существующей железнодорожной сети в направлении Сибирь
(Кузбасс, КАТЭК) — Урал — Центр, высокой себестоимостью таких перевозок,
чрезвычайно большой капиталоемкостью сооружения специализированной углевозной
магистрали (такой проект не предусмотрен даже оптимистическим сценарием ЭС).
Серьезную проблему составляет сооружение электрического моста Сибирь — Урал —
Центр. В ЭС отмечается важность завершения строительства с переходом на
номинальное напряжение 1150 кВ ЛЭП Итат — Барнаул — Экибастуз — Челябинск и
заключение соответствующего договора с Казахстаном. Если договор не будет
подписан, ставится задача «на отдаленную перспективу» соорудить либо ЛЭП 1150 кВ
Итат — Барнаул — Омск — Челябинск — Самара — Михайлов, либо ЛЭП постоянного тока
1500 кВ Сибирь — Урал — Центр, для чего целесообразно «в будущем выполнить
углубленное ТЭО по выбору варианта электропередачи и сроков ее строительства».
Таким образом, крупномасштабный транзит сибирской электроэнергии до 2020 г. ЭС
не предусматривается.
Ослабление рассматриваемой угрозы может сыграть важную роль в преодолении
доминирования газа в европейской части России в обеспечении ее энергетической
сбалансированности, в т.ч. за счет увеличения доли угля.
Обновление оборудования
Изношенное оборудование в отечественном ТЭК составляет значительную долю.
Оно имеет низкие надежность и технический уровень, что обусловливает высокую
себестоимость и энергоемкость производства ТЭР; вынуждает инвестировать прежде
всего в модернизацию производственной инфраструктуры и ввод нового оборудования
взамен изношенного, ограничивая возможности финансирования роста производства
ТЭР и освоения новых топливных баз и энергетических технологий;
повышает вероятность перерастания частых аварий (иногда и каскадных) в
катастрофический развал систем энергоснабжения.
Проектный ресурс выработали 20% мощностей электростанций, а к 2010 г. их доля
приблизится к 50%, при этом для замены изношенного оборудования необходим
ежегодный ввод 5—6 млн кВт, фактически же вводится в среднем по 1,2 млн кВт.
Возраст более 30 лет имеют 38% магистральных нефтепроводов и 47%
нефтепродуктопроводов, а более 20 лет — 75% и 80% соответственно. Износ основных
фондов Единой системы газоснабжения (ЕСГ) составляет 56%, а 14% газопроводов
полностью выработали свой срок службы. Пропускная способность системы
Надым Пур-Тазовский район — Центр из-за износа снизилась с проектных 578 до 518
млрд м3.
Ситуация с инвестициями в ТЭК в целом, в особенности с вложениями в
электроэнергетику, заставляет сильно усомниться в реальности резкого перехода в
2011—2020 гг. к коэффициентам обновления в этой отрасли 3—5% в год, что
соответствует требованиям ЭС. Не менее проблематичен и переход от ежегодно
вводимых по ЕСГ в 2000—2002 гг. 400— 800 км магистральных газопроводов и 1—2
компрессорных станций к вводу ежегодно в 2006—2020 гг. в среднем по 1500 км и
8—9 КС, требуемых в ЭС.
Как особо острый фактор угрозы низких темпов обновления оборудования в отраслях
ТЭК следует рассматривать замедленный выход централизованного теплоснабжения (ЦТ)
из глубокого кризиса. Главная причина этого — чрезвычайная
энергорасточительность в теплоснабжении и теплопотреблении. Значительная часть
ресурсов «вылетает в трубу» при транспортировке тепла (только в системах
централизованного теплоснабжения, по официальным данным, 445 млн Гкал в год, или
31% объема производства тепла, что в 6— 10 раз выше уровня потерь при
эффективной эксплуатации и хорошем состоянии систем ЦТ). Другая составляющая —
низкий коэффициент использования топлива теплогенерирующими установками:
удельный расход оценивается по системам ЦТ — 181, по децентрализованному сектору
— 243 кг у.т./Гкал, что соответствует КПД 79% и 59% соответственно.
Для преодоления или хотя бы ощутимого ослабления угрозы низких темпов обновления
оборудования в энергетике важны все меры по радикальному укреплению собственного
инвестиционного потенциала энергетических компаний и по привлечению внешних
инвестиций, необходима радикальная интенсификация инновационного процесса в
отраслях ТЭК для замены изношенного оборудования новым и перевооружения
энергетики на высоком технологическом уровне.
Сырьевая база
Важной задачей обеспечения ЭБ является увеличение прироста разведанных запасов
углеводородов в объемах не менее 115—125% от уровня их добычи. В 2002—20 05
гг.эту задачу выполнить не удалось. В частности, прирост промышленных запасов
нефти, включая газовый конденсат, в 2002-м составил 70% от добычи, в 2003-м —
64%, в 2004-м — 52%, в 20 05-м — 60%.
По природному газу прирост промышленных запасов ближе к указанному нормативу, но
ощутимо не дотягивает до него. В 2002 г. прирост промышленных запасов составил
152%, в 2003-м — 82%, в 2004м — 92%, а в 2005-м — 103%. При этом следует
обратить внимание, что «прорыв» в 2002 г. в приросте запасов в большей части
обусловлен газом валанжинских и ачимовских залежей (глубина — 2,5—4,5 км), где
извлечение сырья обойдется заметно дороже.
Заметим, что в предшествующие годы по обоим ресурсам ситуация была еще хуже.
Основной прирост, как и в предыдущие годы, получен на открытых ранее
месторождениях; в новых районах и на шельфе геологоразведочные работы проводятся
в недостаточном объеме. Меры, намеченные в ЭС для увеличения рассматриваемого
прироста, пока практически не реализованы ни в законодательной сфере, ни в
хозяйственной практике.
Особенно тревожна ситуация с нефтью, поскольку обеспеченность ее текущей добычи
разведанными запасами составляет чуть более 20 лет.
При сохранении такой ситуации еще 2—3 года намеченные в ЭС даже по умеренному
вариант у объемы добычи нефти в 2015—2020 гг. выполнены не будут.
Важнейшей составляющей угрозы отставания освоения сырьевой базы углеводородов
является возможное снижение объемов добычи газа из-за риска несвоевременного
выхода на ресурсы Ямала и шельфа северных морей.
Следствием такого отставания будет дефицитность российского энергобаланса. Нами
были оценены значения внутренних потребностей в первичных ТЭР при различных
вариантах роста ВВП и снижения удельной энергоемкости (табл. 1).
В табл. 2 показаны возможности ТЭК по обеспечению внутренних потребностей страны
в первичных ТЭР без газовой отрасли.
Для оценки возможностей удовлетворения внутреннего спроса на первичные ТЭР
осталось оценить возможности российской добычи газа.
В настоящее время :
достигнут проектный уровень добычи на Заполярном
месторождении;
высока выработанность запасов на особо значимых месторождениях.
Уренгой, Ямбург, Медвежье, Вынгапур уже давно снижают добычу; все другие районы,
где сегодня добывается газ (кроме Томской области), также работают в режиме
падающей добычи;
90% всего газа добывается из сеноманских залежей, где запасы
стремительно сокращаются;
более половины оставшихся запасов в ныне действующих
районах газодобычи относятся к валанжинским и ачимовским залежам, извлечение
сырья из которых будет обходиться заметно дороже по сравнению с извлечением
сеноманского газа. С учетом прогнозов различных авторов и сказанного выше были
оценены возможности действующих районов газодобычи (табл. 3).
Здесь же дана оценка предполагаемых объемов добычи в потенциально новых районах:
Западно-Арктической зоне (Ямал, шельф северных морей, полуостров Гыдан);
Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции;
на юге Красноярского края как части
общего газодобывающего района вместе с Томской областью;
в Иркутской области (Ковыктинское
месторождение);
на морском шельфе Сахалина.
Оценка дана исходя из того, что:
добыча газа на Ямале начнется после 2010 г.и в 2015—2030 гг. будет нарастать,
достигнув в 2030 г. уровня в 180—220 млрд м3/год;
с 2011—2012 гг. может начаться добыча газа на Штокмановском месторождении с выходом на максимум к 2020—2025
гг. (60—80 млрд м3/год);
этот уровень до 2030 г. должен быть неизменным;
после
2025 г. начнется освоение запасов газа на шельфе Карского моря (месторождения
Ленинградское и Русановское), а также на полуострове Гыдан;
в 2030 г. суммарный
объем добычи здесь может составить 50—70 млрд м3 /год;
объем добычи во всех
остальных новых районах в 2010 г. не превысит 30 млрд м3, в 2015—2020 гг. может
составить 40—60 млрд, а в 2030 г. — 50—80 млрд м3/год.
Оценка базировалась на
сегодняшних представлениях о разведанных запасах газа в стране (45—48 трлн м3) и
об их доступности. При резком увеличении геологоразведочных работ и открытии
новых месторождений (в районах с относительно неплохими природно-климатическими
условиями) указанные возможности по добыче могут оказаться выше.
В табл. 4 представлено возможное нарастание дефицита газа, необходимого для
покрытия внутренних потребностей и обеспечения обязательных объемов экспорта
(200 млрд м3 в год).
До 20110 г. экспортные обязательства, так или иначе, будут выполняться, т.к.
возможный дефицит газа незначителен. Конечно, проблема экспорта может
обостриться, если будут наращиваться его объемы (сверх тех 200 млрд м3/год,
учтенных как обязательный объем при оценке дефицитов). Если не принять
кардинальных мер, после 20110 г. заметное участие России в мировой торговле
газом может оказаться под вопросом. Возникнет дилемма — что ограничивать:
экспорт или внутренние потребности? После 2015—2020 гг. может обостриться
обеспечение ЭБ самой России (даже при прекращении экспорта газа). Подобному
обострению в значительной степени может способствовать следующая стратегическая
угроза.
Доминирование природного газа
В европейской части РФ и на Урале доля газа в балансе котельно-печного топлива (КПТ)
составляет 80%, а в отдельных субъектах РФ — до 95%. Массовый перевод
потребителей на другие виды топлива до 2015—2020 гг. практически невозможен.
Преобладание в балансе КПТ европейской части страны и Урала природного газа
делает экономику и население этих регионов слишком зависимыми от надежности
поставок ном из одного региона и по одной системе трубопроводов, к тому же
подверженных различным техногенным, природным и социально-экономическим
воздействиям.
Актуальность данной угрозы подтверждают исследования, выполненные в ИСЭ СО РАН.
Они показывают, что на территории Центрального, Южного и Северо-Западного
федеральных округов с большой долей вероятности может иметь место дефицит газа
при крупной аварии на любом из 20 важнейших пересечений магистральных
газопроводов в ЕСГ.
Анализ выполнения ЭС подтверждает опасения так и не преодолеть доминирующую роль
газа в энергобалансе европейской части России.
Так, его доля в потреблении первичных ТЭР за 2004 г. по стране увеличилась до
52,5% вместо снижения до 50,2—50,3% по ЭС, а доля угля, наоборот, снизилась до
16,4% вместо прогнозируемого по ЭС роста до 19%. Аналогичные тенденции
прослеживались и в 2005 г.
Такое положение чревато серьезными трудностями в энергоснабжении в последующие
годы, когда потребители окажутся неподготовленными к возможным ограничениям
поставок газа, сопровождающимся к тому же резким ростом цен на него.
Ослаблению рассматриваемой угрозы могли бы способствовать следующие меры:
—
значительное повышение качества товарного угля при умеренном его удорожании,
более интенсивная разработка и внедрение «чистых» угольных технологий;
—
максимально возможное ослабление стратегической угрозы «запертости» в Сибири ее
ресурсов угля;
— более решительное исправление перекоса цен между углем и газом.
*Здесь, как и в других случаях, в расчете на тонну условного топлива.
|
|
| |
|
|
|
|
