|
|
|
echo $sape->return_links(1); ?>
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Архив Статей |
Январь 2008 г. |
|
|
|
|
|
echo $sape->return_links(1); ?>
|
echo $sape->return_links(); ?>
|
|
|
|
|
|
Местный взгляд на глобальные вопросы
|
|
|
Энергетическая стратегия не будет полной без учета позиции регионов, в первую очередь тех, где станут реализовывать основные сценарные мероприятия, предусмотренные ЭС-2030.
|
|
|
Михаил ГРИГОРЬЕВ, председатель экспертной группы по эффективному использованию энергоресурсов и энергетической безопасности Координационного совета
при полномочном представителе Президента РФ в Северо-Западном федеральном округе, директор геологического консультативного центра "Гекон"
|
|
|
ОТ ЧЕГО ИДТИ
Разработчики энергетической стратегии отметают тезис о нецелесообразности
заниматься подготовкой ЭС-2030 до принятия концептуальных положений по
макроэкономической стратегии. По словам Виталия Бушуева, "не принципиально, с
чего начинать - с экономики и ее влияния на энергетику или же с энергетики и ее
влияния на экономику" ("МЭ", N 1, 2007 г.). Однако в последнем случае создается
стратегия ТЭК для своего развития, но не стратегия развития энергетики страны в
целях обеспечения ее энергетической и экономической безопасности.
ТЭК обеспечивает развитие экономики, и поэтому исходным посылом для разработки
ЭС должен служить перспективный топливно-энергетический баланс (ТЭБ),
учитывающий как прогноз социально-экономического развития страны, так и
обязательства России перед мировым сообществом в соответствии с взятой на себя
ролью гаранта энергетической безопасности.
Разработка ТЭБ страны - процесс итерационный, учитывающий позиции как
федерального, так и регионального уровня. Сейчас у нас нет ни перспективного
регионального топливно-энергетического баланса, ни утвержденной методики его
составления. Для регионов это затрудняет планирование размещения
нефтеперерабатывающих производств и генерирующих мощностей, оптимизацию
транспортных схем поставок нефтепродуктов и энергоресурсов, обоснование развития
электросетевого хозяйства, планирование подготовки квалифицированных трудовых
ресурсов и т.п.
Возможно, работу над ЭС-2030 необходимо начинать не с корректировки ЭС-2020, а с
создания корректного текущего и прогнозного ТЭБ. Пренебрежение этим лишает
Энергетическую стратегию-2030 основного - цели.
ЛУКАВАЯ ЦИФРА
Но прежде всего требуется навести порядок в государственной статистике ТЭК.
Пока отраслевые данные расходятся практически во всех направлениях работы
предприятий ТЭК - от добычи до переработки и транспортировки.
Сравнение добычи нефти и конденсата в России с 2001 по 2005 год, по данным ЦДУ
ТЭК и Государственного баланса запасов, показывают, что показатель, указываемый
в балансе запасов, стабильно составляет 99, 2% от уровня добычи, приводимого в
статистике Минпромэнерго. Цена вопроса - 3, 8 млн тонн. Для России цифра не
ошеломляющая, но она соответствует годовому потреблению нефти такой страны, как
Словакия. При цене Urals 80 долл./барр. это 2, 2 млрд долларов.
Производство нефтепродуктов служит основой расчета топливно-энергетических
балансов. Возникает вопрос: из каких показателей мы должны исходить? Так, по
данным Минпромэнерго, производство топочного мазута на основных НПЗ
Северо-Запада России в 2006 г. составило 7, 5 млн т, в том числе на
Киришинефтеоргсинтезе - 6, 6 млн т, на ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработке - 0, 85
миллиона. За это же время, по данным РЖД, только железнодорожным транспортом с
этих заводов было вывезено 11, 1 млн т мазута. Расхождение, таким образом,
составляет 3, 6 млн тонн. Для справки: по данным агентства ИнфоТЭК-Консалт, это
годичные поставки для Мурманской, Архангельской, Калининградской, Псковской,
Вологодской и Новгородской областей, Карелии и Коми вместе взятых. То есть всего
Северо-Западного федерального округа (СЗФО), за исключением Санкт-Петербурга и
Ленинградской области.
С транспортом тоже не все просто. Стало общим местом утверждение о росте
экспорта нефти через арктические порты, развитии нового транспортного
направления, дающего возможность поставок как на традиционные, так и новые
рынки. На самом деле фигурирующая в статотчетах перевалка в портах значительно
превышает реальные объемы перевозимого груза. Происходит это потому, что при
учете поставок по сложным комбинированным транспортным схемам объем перевалки
отождествляется с величиной экспортируемого сырья.
К примеру, согласно статистической отчетности в апреле 2007-го через Мурманский
и Архангельский порты была осуществлена перевалка 716, 4 тыс. т нефти: через
Мурманский порт в каботаже 255 тыс. т и 307, 4 тыс. в экспорте, через
Архангельский 196, 7 тыс. т в каботаже плюс 57, 3 тыс. в каботаже через Варандей,
отгрузка из которого учитывается по Мурманскому порту. Таким образом,
экспортируемая нефть Варандейского центра нефтедобычи в статистике перевалки в
зоне ответственности АМП Мурманск учитывается трижды: отгрузка с терминала в
Варандее в каботаже, разгрузка на РПК Белокаменка в каботаже и отгрузка с РПК в
экспорте.
Перевалка нефти в арктических портах с февраля 2006 г. по март 2007-го указана в
объеме 12, 2 млн тонн. Однако реальный грузопоток был 4, 3 млн тонн. Таким
образом, объем перевезенной нефти составляет 35% от заявленных объемов
перевалки.
Как наводить порядок - внесением дополнений в федеральный закон о статистике или
иным путем -тема для конструктивного обсуждения.
ЧТО У НАС ПОД НОГАМИ
Основной задачей ЭС-2030 в области использования минеральных
топливно-энергетических ресурсов (МТЭР), как представляется, является
гармонизация вовлечения в разработку запасов различных видов минерального
топлива и увеличение в ТЭБ доли местных видов энергоносителей. В настоящее время
этим вопросам уделяется недостаточно внимания, что приводит к системной проблеме
дисбаланса освоения ресурсной базы.
Рассмотрим ситуацию, которая сложилась в СЗФО. Энергетический потенциал
выявленных извлекаемых запасов МТЭР на начало 2007 г. составляет 18, 7 млрд т в
угольном эквиваленте. При этом на долю газа приходится 32%, угля - 30, нефти -
18, торфа - 15, сланцев - 3%, попутного газа и конденсата - по 1%.
Очевидный дисбаланс освоения минерально-сырьевой базы заключается в
несоответствии долей различных видов МТЭР в запасах и добыче, причем
диспропорция постоянно нарастает. Нефть разрабатывается экстенсивно, с
превышением доли в добыче над долей в запасах в 4 раза. А вот торф, учтенные
государственным балансом запасы которого составляют 8, 2 млрд т, осваивается в
70 раз ниже оптимального.
Характерен пример Псковской ГРЭС. При ее проектировании Госпланом СССР в 1989 г.
был установлен топливный режим с использованием торфа как основного вида
топлива, а природного газа как резервного. Отметим, это было в то время, когда
страна уже вышла на первое место в мире по добыче газа. Ресурсной базой
предполагались местные месторождения торфа, в первую очередь Полистовское.
Развал торфодобывающего предприятия привел к задержке пуска ГРЭС, которая стала
давать ток только в 1993 г., после строительства газопровода. Ныне, в условиях
дефицита газа, Инвестиционная программа РАО ЕЭС предполагает строительство к
2010 г. третьего блока Псковской ГРЭС уже угольной генерации.
Вместе с тем в связи с ростом цен на традиционное топливо рентабельность и
инвестиционная привлекательность освоения местных ресурсов существенно
увеличатся. Необходимо предусмотреть в ЭС-2030 разработку программ по созданию
нового поколения тепловых электростанций мощностью 20-30 МВт и котельных,
работающих на МТЭР. Помимо торфа, малые котельные могут быть ориентированы на
использование возобновляемых источников энергии, являющихся отходами
производства - опилки, щепа, биогранулы.
Основными целями использования местных видов топлива являются снижение расходов
на дальнепривозное топливо, создание рабочих мест, а также обеспечение
децентрализованных потребителей и регионов с дальним и сезонным завозом топлива.
Не дожидаясь поддержки от центральных властей, администрации Мурманской области
и Карелии в рамках приграничного сотрудничества, используя богатый опыт
Финляндии и Швеции, развивают проекты использования торфа в местной энергетике
для замещения привозного топлива.
ГДЕ БУДЕМ ДОБЫВАТЬ НЕФТЬ?
Прогнозные уровни добычи топливно-энергетических ресурсов, представленные в
предварительных материалах к Стратегии-2030, вызывают чувство законной гордости:
к 2030-му только добыча нефти достигнет 570 млн т (рост на 80 млн по сравнению с
2007 г.). Правда есть вопрос: где эта нефть будет добываться?
С 2009 г. объем добычи в основном регионе-Ханты-Мансийском автономном округе -
начнет снижаться. К 2020-му при развивающемся инерционном варианте добыча
составит 250 млн тонн. С увеличением инвестиций и повышением нефтеотдачи к 2020
г. ХМАО, по мнению региональных специалистов, сможет выйти на уровень извлечения
"черного золота" в объеме 270 млн тонн.
Если оптимистичный уровень добычи в автономном округе сохранится и до 2030 г.,
то на остальные регионы остается 300 млн т в год. Следует учесть, что к этому
времени будет извлечено 12 млрд т нефти, что соизмеримо с текущими зарубежными
оценками доказанных запасов нефти России.
С Восточной Сибирью все относительно ясно - к этому времени ВСТО уж точно
построят, а с 2025 г., как было представлено общественности, нефтепровод будет
загружен на полную проектную мощность 80 млн т в год (на 60% за счет
неразведанных ныне ресурсов категорий С3 и главным образом Д±).
С остальными 220 млн т менее понятно. Сложно ожидать сохранения текущих уровней
добычи в традиционных регионах - Урало-Поволжье, Кавказе, центральной и южной
частях Тимано-Печорской провинции, даже при условии совершенствования методов
нефтеизвлечения и создании самой благоприятной налоговой системы. Рост добычи
возможен только в новых нефтяных провинциях.
Не желая умалить ресурсный потенциал хребта Ломоносова и поднятия Менделеева,
заметим, что вряд ли они станут регионами нефтедобычи к 2030-му. Рост
нефтедобычи, а в дальнейшем ее поддержание будет обеспечено двумя регионами -
шельфом Охотского моря на востоке и шельфами и побережьем Печорского и Карского
морей на севере.
Особенностью обоих регионов является то, что размещенные в них центры
нефтедобычи являются экспортно-ориентированными, то есть добываемая нефть не
может быть поставлена на переработку на территории России и использована в
народном хозяйстве. Имеющиеся и планируемые нефтеперерабатывающие заводы на
Дальнем Востоке ориентированы на ВСТО, и мощностей для переработки добываемой на
шельфе Охотского моря нефти не предвидится. В свою очередь, проекты освоения
шельфовых арктических месторождений ориентированы на прямой экспорт нефти. Это
касается как развивающихся проектов (Варандей, Колгуев), так и планируемых -
освоение Приразломного месторождения, Варандей-море, Кольско-Канинской
моноклинали и т.п.
Было бы целесообразно в Стратегии-2030 представить не суммарный прогноз добычи
нефти (а равно и других ТЭР) по стране в целом, а с разбивкой на основные
регионы. Тогда будет более понятна их предполагаемая роль в развитии добывающих
отраслей ТЭК, необходимость развития транспортной инфраструктуры, размещения
новых нефтеперерабатывающих производств.
Высказанные соображения не исчерпывают всех пожеланий разработчикам ЭС-2030. Их
суть - необходимо не на словах, а на деле учитывать позиции регионов, и в первую
очередь тех, в которых будут реализовываться основные сценарные мероприятия,
предусмотренные ЭС-2030. У нас уже есть печальный опыт попытки разработки
Программы комплексного освоения ресурсов углеводородного сырья Северо-Западного
региона России на период до 2020 года. Не хочется снова наступать на те же
грабли. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|