Главная
    Статьи
    Мероприятия
    Новости
    Партнеры
    Авторы
    Контакты
    Вакансии
    Рекламодателям
    Архив
       
       
       
    КАРТА САЙТА
 
  return_links(1); ?>
 

Журнал "Мировая энергетика"

Архив Статей

Январь 2008 г.

 
      return_links(1); ?>   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.
 
     
     
 

Журнал "Мировая Энергетика"

Все права защищены. © Copyright 2003-2011. Свидетельство ПИ ФС77-34619 от 02.12.2008 г.

При использовании материалов ссылка на www.worldenergy.ru обязательна.

Пожелания по работе сайта присылайте на info@worldenergy.ru