авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |
-- [ Страница 1 ] --

ЯНКОВСКИЙ Н.А., МАКОГОН Ю.В.,

РЯБЧИН А.М., ГУБАТЕНКО Н.И.

АЛЬТЕРНАТИВЫ ПРИРОДНОМУ ГАЗУ В УКРАИНЕ В

УСЛОВИЯХ ЭНЕРГО- И РЕСУРСОДЕФИЦИТА:

ПРОМЫШЛЕННЫЕ

ТЕХНОЛОГИИ

Научное издание

2011

УДК 696.2 (477)

Янковский Н.А., Макогон Ю.В., Рябчин А.М., Губатенко Н.И. Альтернативы природному

газу в Украине в условиях энерго- и ресурсодефицита: промышленные технологии: Моно-

графия / под ред. Ю. В. Макогона. – Донецк: ДонНУ, 2011.–247 с.

Авторы: Янковский Н.А. (введение, п.1.3., 2.3., 2.4., 3.1.), Макогон Ю.В. (заключение, п.1.1, 2.5., 3.2., 3.5., 4.4.), Рябчин А.М. (п.1.2, 3.3., 4.1., 4.2., 4.4.), Губатенко Н.И. (2.1, 2.2., 3.4., 4.3.).

Рецензенты:

Амоша А.И. – доктор экономических наук, профессор, директор Института экономики промышленности НАН Украины, академик НАН Украины;

Мартякова Е.В. – доктор экономических наук, профессор, заведующая сектором Инсти тута экономики промышленности НАН Украины, заведующая кафедрой управления произ водства Донецкого национального технического университета;

Шендрик А.М. – доктор химических наук, профессор, декан химического факультета Донецкого национального университета.

Публикуется по решению Ученого Совета Донецкого национального университета.

Протокол № 11 от 24.12.2010 г.

ISBN: 978-966-639-483- Монография посвящена исследованию проблемы нехватки ископаемых ресур сов, которая в последнее время стала остро интересовать специалистов различного профиля. Именно поэтому анализ возможностей использования альтернативных промышленных технологий замещения природного газа в условиях усиливающегося мирового энерго- и ресурсодефицита является одной из актуальнейших проблем для успешного функционирования народного хозяйства Украины. Кроме того, незначи тельный уровень использования в Украине таких источников как сжиженный при родный газ, сланцевый газ и газ-метан угольных шахт в качестве альтернативы им порту природного газа делает крайне перспективной возможность зарубежных инве стиций в развитие и внедрение технологий их применения. Однако кроме экономиче ских факторов необходимо учитывать и экологические проблемы, вызываемые до бычей и потреблением новых энергоресурсов в энергобалансе страны. Рекомендована для широкого круга научных работников и специалистов в сфере международной экономи ки, руководителей и менеджеров промышленных и коммерческих структур, аспирантов и студентов экономических и математических специальностей ВУЗов.

Янковский Н.А., Макогон Ю.В., Рябчин А.М., Губатенко Н.И., ДонНУ, Дизайн обложки Волосков К.В., Компьютерная верстка Майков Ф.П., Корректор Парамонова Е.В., СОДЕРЖАНИЕ стр.

Введение РАЗДЕЛ 1. СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ МИРОВОЙ ЭНЕРГЕТИКИ 1.1. Основные тенденции развития мировой энергетики 1.2 Перспективные направления развития энергетики Украины 1.3. Эволюция ценообразования на газ и украинские реалии газовых контрактов РАЗДЕЛ 2. ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПОЛУЧЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ СИНТЕЗ-ГАЗА 2.1. Начало эпохи угля и тенденции развития процесса получения синтез-газа 2.2. Состояние технологии переработки угля и перспективы развития углехимии 2.3. Методы газификации твердых топлив и инженерные разработки за прошедшее столетие 2.4. Экономический аспект и затраты на получение синтез-газа в 70-80 гг. ХХ века 2.5. Использование технологий получения синтез-газа в мире РАЗДЕЛ 3. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА, СЛАНЦЕВОГО ГАЗА И ГАЗА-МЕТАНА КАК АЛЬТЕРНАТИВА ИМПОРТУ ПРИРОДНОГО ГАЗА 3.1.Строительство СПГ-терминала для диверсификации поставки энергоресурсов в Украине 3.2. Перспективы перевозки СПГ по Черному морю 3.3. Горючие сланцы и сланцевый газ: плюсы и минусы 3.4. Газ-метан угольных месторождений как альтернатива добычи природного газа 3.5. Перспективы добычи биогаза донного ила Азовского моря РАЗДЕЛ 4. ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ ДОБЫЧИ И ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ 4.1. Влияние экологических катастроф и энергетического кризиса на мирохозяйственное развитие 4.2. Экологические проблемы и перспективы уменьшения вредного воздействия производства синтез-газа на окружающую среду 4.3. Особенности функционирования законодательства REACH для химической промышленности 4.4. Экологические проблемы угольной промышленности Украины 4.5. Роль высоких технологий в повышении энергоэффективности и снижении вредных выбросов Заключение СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ Введение Проблема нехватки ископаемых ресурсов в последнее время стала остро интересовать специалистов различного про филя.

Целью данной монографии является анализ возможностей использования альтернативных промышленных технологий за мещения природного газа в условиях усиливающегося мирово го энерго- и ресурсодефицита.

Авторский коллектив монографии, не претендуя на пол ноту охвата всех вопросов энерго- и ресурсодефицита, надеется, что представленный в работе аналитический материал зарубеж ных и отечественных специалистов в данной области послужит базой для принятия научно обоснованных решений по даль нейшему развитию альтернативных технологий замещения газа для нужд народного хозяйства Украины.

В первом разделе представлен общий анализ состояния мировой энергетики и перспективы развития энергетики Ук раины. Во втором разделе проанализирован зарубежный опыт получения и применения технологий синтез-газа для нужд про мышленности. В третий части исследована возможность ис пользования в Украине сжиженного природного газа, сланцево го газа и газа-метана как альтернатива импорту природного га за. В четвертом разделе проанализированы экологические про блемы, вызываемые добычей и потреблением энергоресурсов.

Книга адресована специалистам, инженерно-техническим и научным работникам, а также аспирантам и студентам стар ших курсов высших учебных заведений. Надеемся, что соответ ствующие органы государственной власти примут во внимание указанные предложения. Также считаем, что данная моногра фия будет полезной в работе научных, общественных и экс пертных организаций.

Выражаем благодарность за предоставленный материал изданиям «Зеркало недели», «Фокус», информационно аналитическому порталу «УкрРудПром», Национальному эко логическому центру Украины, Информационному центру по изменению климата «КлиматИнфо», Информационно аналитическому агентству «Остро», Приазовскому государст венному техническому университету и др.

Благодарим за сотрудничество Константина Волоскова, Кристину Цыбань, Филиппа Майкова, Илью Зиму, Елену Пара монову.

Ваши отзывы, рекомендации и замечания присылайте на e-mail int-ec.dep@donnu.edu.ua.

РАЗДЕЛ 1. СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ МИРОВОЙ ЭНЕРГЕТИКИ 1.1. Основные тенденции развития мировой энергетики С течением времени состав мировых энергоресурсов ме няется под влиянием целого ряда факторов, среди которых сле дует выделить развитие технологий, стоимость и доступность.

Так, в 1900 г. на нефть и газ приходилось порядка 2% мировой энергии, в то время как уголь удовлетворял более 50% спроса (рис.1.1.1). Спустя 70 лет основным энергоносителем стала нефть, опередив уголь более чем на 40%, а доля природного га за увеличилась почти на 20%. Несмотря на то, что нефть про должает оставаться основным источником топлива, к 2000 г.

применение природного газа в мировом масштабе практически сравнялось с применением угля, а список энергоносителей по полнился новыми возобновляемыми источниками энергии.

Рис. 1.1.1. Развитие энергоресурсов на протяжении XX века [56] Одним из уроков, извлеченных из прошедшего столетия, является то, что на глобальный переход с одного вида топлива на другой нужны десятилетия. Для того, чтобы новые энерго ресурсы смогли выйти на рынок и вытеснить с него традици онные энергоносители, требуются значительные капитало вложения и передовые технологии.

Другим важным уроком является связь между ростом чис ленности населения, экономическим прогрессом и объемами, видами используемой в мире энергии. С течением времени уве личение численности населения обуславливает экономический прогресс, сопровождающийся стремлением к улучшению каче ства жизни, что приводит к росту энергопотребления. Изуче ние этих предпосылок обеспечивает более точные прогнозы бу дущего спроса на энергоносители [56].

Рис. 1.1.2. Мировая экономика и энергетика в прогнозе до 2030 года В 2010 г. численность населения земного шара составляла примерно 6,8 млрд. человек [112].

Рис. 1.1.3. Численность населения по странам [112] В период до 2030 г. ожидается стабильный рост мирового экономического производства, измеряемого по внутреннему валовому продукту (ВВП), в среднем ежегодно на 3% за счет стремительного экономического роста развивающихся стран.

Несмотря на цикличность роста мировой экономики, характе ризующегося подъемами и спадами, в перспективе десятилетий в масштабе всего мира наблюдается ее на удивление стабиль ный подъем [56].

Рост численности населения и развитие экономики обу словят увеличение мирового спроса на энергоносители в сред нем на 1,2% в год. Мировой спрос на энергоносители в 2030 г.

будет более чем в два раза превышать спрос 1980 г. (см. правую часть рис. 1.1.2). Электроэнергия воспринимается многими в наши дни как нечто само собой разумеющееся. Однако пример но 1,5 млрд. человек в мире по-прежнему не имеют доступа к надежным источникам электроэнергии. Во всех странах незави симо от региона вместе с экономическим ростом наблюдаются устойчивое расширение доступа к источникам электроэнергии и рост ее использования.

Средний рост / год 1,6% 2005 – 2030 гг. – 1,2% 1,0% 1,4% 0,4% Рис. 1.1.4. Рост мирового спроса на энергоносители по секторам в прогнозе до 2030 года Сегодня в развивающихся странах уровень потребления электроэнергии на душу населения соответствует лишь не большой доле этого показателя в развитых странах. В период до 2030 г. предполагается значительный рост потребления элек троэнергии миллиардами жителей развивающихся стран.

В соответствии с данным прогнозом потребление электро энергии – крупнейший и наиболее динамично развивающийся сегмент глобального энергетического спроса, и к 2030 г. его до ля от общего мирового спроса составит 40%. Несмотря на то, что повышение эффективности использования электроэнергии несколько умерит рост спроса по сравнению с ростом ВВП, как предполагается, спрос на электроэнергию в 2030 г. по сравне нию с 2005 г. возрастет более чем на 75%. В отличие от транс портного сектора, спрос на электроэнергию будет удовлетво ряться за счет разнообразного набора источников энергии.

Азиатско-Тихоокеанский Северная Америка Россия\Прикаспийский регион Африка Европа Латинская Америка Ближний Восток 0 100 200 300 Рис. 1.1.5. Запасы угля по регионам в 2005 году, трлн. тонн Предполагается общий рост спроса на электроэнергию к 2030 г. примерно на 50% (до 124 млн. барр./сут.). Доля угля бу дет наибольшей, что обуславливается экономическим подъемом в Азиатско-Тихоокеанском регионе, особенно в Китае. Однако потребление всех прочих видов топлива, за исключением неф ти, будет расти быстрее. Например, предполагается, что по требление природного газа к 2030 г. достигнет 35 млн.

барр./сут. Как подробно описано ниже, в ближайшие годы про гнозируется значительный рост доли атомной энергии. Она ос танется третьим наиболее распространенным источником топ лива для производства электроэнергии в мировом масштабе, и ее доля будет расти во всех основных регионах [56].

В период до 2030 г. существенно увеличится использова ние энергии ветра, годовой рост в период с 2005 по 2030 гг. со ставит порядка 12%. Общий вклад энергии ветра в электроэнер гетику в 2030 г. примерно составит 2,7 млн. барр./сут. или по рядка 2% от общих энергозатрат на выработку электроэнергии.

На сегодняшний день наиболее высокий уровень спроса на топ ливо для производства электроэнергии отмечается в США, и лишь несколько более низкий – в Китае. Однако к 2030 г. подъ ем экономики Китая и увеличение численности населения обу словит скачок спроса более чем на 100% – до 28 млн. барр./сут., что на 40% выше, чем прогнозное потребление США – порядка 20 млн. барр./сут. Как и в США, спрос в Европейском Союзе будет расти медленно, примерно на 10%, до 16 млн. барр./сут.

Ближний Азиатско- Восток, 0,2% Тихоокеанский, 40,6% Латинская Америка, 2,5% Европа, 5,6% Африка, 6,1% Северная Россия\Прикасп Америка, 27,8% ийский регион, 17,2% Рис. 1.1.6. Мировые запасы угля, процент от общего Предпочтительное использование угля для выработки электроэнергии объясняется как большим объемом его запасов, так и низкой ценой. Мировые запасы угля в 2005 г. составляли примерно 935 млрд.т. Понятно, что такие запасы способны обеспечить удовлетворение мирового спроса в течение доста точно продолжительного времени: при современной динамике потребления их хватит примерно на 200 лет.

Самые большие запасы угля сосредоточены в Азиатско Тихоокеанском регионе, за ним следует Северная Америка. При имеющихся объемах угля в Азиатско-Тихоокеанском регионе – порядка 40% от общих мировых запасов – неудивительно, что основным энергоносителем, участвующим в развитии экономи ки этого региона, является уголь. Китай, Индия и Австралия располагают запасами угля в размере, превышающем млрд.т каждый. А Китай не только располагает собственными крупными запасами угля, но и находится по соседству с круп нейшим мировым экспортером угля – Австралией.

Рис. 1.1.7. Электроэнергетика Китая в прогнозе до 2030 года Благодаря низкой цене и наличию больших запасов уголь является основным сырьем для выработки электроэнергии в Китае (порядка 90%). Предполагается, что к 2030 г., несмотря на рост эффективности энергопотребления, спрос на производ ство электроэнергии в этой стране увеличится более чем вдвое.

Хотя и не столь высокими темпами, как прежде, использование угля в Китае в прогнозный период будет по-прежнему увеличи ваться на в 2,3% в год и к 2030 г. достигнет 20 млн. барр./сут.

Уголь останется основным источником топлива для электро энергетических нужд в государстве (почти 75%). При наличии крупных угольных запасов, обеспечивающих стране стабильный источник энергоснабжения, и при условии отсутствия значи тельных прямых затрат на снижение выбросов углерода или выплату налога на выбросы парниковых газов, вполне вероятно, что в обозримом будущем в Китае уголь останется основным источником топлива для электроэнергетики.

Потребление природного газа также будет увеличиваться и достигнет 4% от всего рынка (1,1 млн. барр./сут.), помогая удовлетворить максимальный спрос с одновременным сниже нием вредного воздействия на окружающую среду в городах.

Продолжится устойчивый рост использования атомной энергии, к 2030 г. он составит 13% (2% в 2005 г.). Гидроэлектростанции являются наиболее заметным источником возобновляемой энергии для выработки электричества в Китае, и их использова ние будет расширяться. Более широко будет применяться энер гия ветра. В целом на долю Китая придется более одной трети мирового увеличения спроса на электроэнергию в период с 2005 по 2030 гг. Такая динамика принципиально отличается от положения дел в США, где прогноз роста спроса очень умерен ный. Хотя общий спрос на электроэнергию в США в 2030 г. бу дет выше (20,2 млн. барр./сут. против 18,6 млн. барр./сут. в 2005 г.), он снизится приблизительно до 16% от общемирового производства электроэнергии (с 23% в 2005 г.) [95].

Энергетическая обеспеченность регионов в прогнозе до 2030 года. В США уголь удовлетворяет примерно 50% спроса на топливо для выработки электроэнергии. Такая высокая доля угля сохраняется на протяжении десятилетий и связана с низкой ценой этого вида топлива. Вместе с тем в США и других раз витых странах будут приняты жесткие меры контроля вы броса углеродов для сдерживания выбросов парниковых газов. В зависимости от характера таких мер стоимость производст ва электроэнергии с помощью угля и природного газа может резко возрасти, что существенно повлияет на экономичность других видов топлива. Уголь – наиболее углеводородоемкое сырье, на втором месте стоит нефть, на третьем – природный газ.

Рис. 1.1.8. Выработка электроэнергии по регионам в прогнозе до 2030 года [56] Прогноз спроса на топливо для выработки электроэнергии в США и Европе на период до 2030 г. примерно одинаков:

спрос растет, но очень медленно в силу роста эффективности энергопользования и экологических ограничений. Показатели роста в Китае примерно в 10 раз превышают показатели США.

К 2030 г. спрос на электроэнергию только в Китае составит почти 10% всего мирового спроса.

В США доля угля в выработке электроэнергии сущест венно сократится: сначала она будет составлять чуть больше 50%, а к 2030 г. снизится примерно до 30%, тогда как доля газа и атомной энергии возрастет. Фактически в 2030 г. уголь, газ и атомная энергия будут обеспечивать примерно по 30% энергии для выработки электричества. Также возрастет доля ветряной энергии. Предполагается, что такой сдвиг в наборе видов топ лива для производства электроэнергии будет обусловлен огра ничениями на выбросы углекислого газа, а также специальными программами и субсидиями.

Ожидается, что в странах Европейского Союза доля угля будет уменьшаться и к 2030 г. составит около 15%. Такое уменьшение доли угля будет компенсироваться преимущест венно увеличением долей природного газа и атомного топлива.

Доля возобновляемых источников энергии – воды, ветра и био массы – на общем фоне значительно возрастет. Обратная кар тина будет наблюдаться в Китае, где в отсутствие прямых за трат на выбросы уголь будет по-прежнему играть ведущую роль в энергетике, хотя при этом быстрыми темпами будет раз виваться использование возобновляемых источников энергии.

В ближайшие годы использование атомной энергии в США, странах Европейского Союза и Китае существенно воз растет. Учитывая плату за выбросы в развитых странах, атом ная энергия будет представлять собой перспективный вариант удовлетворения растущего спроса на энергоносители. Кроме того, в положительную сторону изменились затраты на выра ботку атомной энергии и показатели безопасности.

В настоящее время в США действуют 104 реактора общей мощностью порядка 100 ГВт, хотя за последние 10 лет не по строено ни одной новой станции. Новые атомные станции нач нут вводиться в эксплуатацию примерно в 2015 г. К 2030 г. про гнозируется прирост мощности примерно на 4 ГВт (или на станции) в год. Суммарная мощность всех атомных станций США к 2030 г. предположительно увеличится почти до 140 ГВт, что на 40% больше, чем в 2005 г.

В странах Европейского Союза, где доля используемой атомной энергии уже достаточно велика, предполагается бо лее медленный рост по сравнению с США, и суммарная мощ ность всех станций увеличится приблизительно с 135 ГВт до примерно 165 ГВт. Рост спроса в Китае на период до 2030 г. со ставит около 10% в год благодаря активному государственному лоббированию расширения использования атомной энергии. К 2030 г. Китай приблизится к нынешнему показателю суммарной мощности атомных станций США, достигнув 85 ГВт. В США доля атомных электростанций предположительно увеличится с 19% в 2005 г. до 22% к 2030 г. В Европейском Союзе доля атомной энергии будет составлять 30%. В Китае она составит около 10% по сравнению с 2% в 2005 г.

В период до 2030 г. выработка электроэнергии продолжа ет оставаться наиболее динамично развивающимся сектором спроса, предполагается, что в 2030 г. мировой спрос увеличится на 50% и составит 124 млн. барр./сут. Приблизительно 80% роста придется на долю таких развивающихся стран как Китай.

Спрос транспортной отрасли возрастет на 40% и к 2030 г. со ставит приблизительно 62 млн. барр./сут., даже несмотря на значительное повышение энергоэффективности транспортных средств во всем мире. Как и в случае с выработкой электроэнер гии, практически весь прирост спроса придется на долю разви вающихся стран. Рост спроса в промышленном и жилищно коммунальном секторах будет происходить относительно мед леннее. В промышленном секторе он увеличится на 28% (соста вит порядка 85 млн. барр./сут.), а в жилищно-коммунальном – на 10% (составит 40 млн. барр./сут.). В целом на период 2005 2030 гг. предполагается рост мирового спроса на энергоносите ли с динамикой в 1,2% в год – с 230 млн. барр./сут. до 310 млн.

барр./сут. [56].

Рис. 1.1.9. Растущий мировой спрос на энергоносители по регионам в прогнозе до 2030 года При рассмотрении общемировых показателей становится понятно, что мировой спектр источников энергии весьма разно образен. В совокупности нефть и природный газ в 2005 г. обес печили почти 60% мирового спроса. Если к ним добавить уголь, получится, что ископаемые виды топлива удовлетворяют по рядка 80% мирового спроса. К 2030 нефть останется основным источником энергии (порядка 34%). Из всех ископаемых видов топлива доля природного газа будет расти быстрее всех прочих и обгонит уголь, который сейчас находится на втором месте (порядка 25%). Доля угля будет расти медленно – на 0,6% в год.

1.2 Перспективные направления развития энергетики Украины Уровень развития энергетической базы оказывает сущест венное влияние на состояние экономики в государстве, решение проблем социальной сферы и уровень жизни человека. Рас смотрение развития энергетической базы Украины начнем с анализа стратегии развития нефтегазовой промышленности.

Мир Украина ЕС-27 США Газ, % Нефть, % Уголь, % Уран, % ВИЭ, % Рис. 1.2.1. Структура потребления первичных энергоресурсов в мире и Украине в 2007 г.

Потребность Украины в нефти и продуктах ее переработ ки в 2005 году составила 18 млн. тонн, из которых 4,3 млн. тонн обеспечивались нефтегазодобывающими предприятиями Ук раины, а остальные импортировались из России и Казахстана.

Согласно базовому сценарию развития объемы собствен ной добычи нефти с газовым конденсатом будут расти, достиг нув уровня 5,3 млн. тонн / год в 2015 году. В дальнейшем объе мы добычи нефти из собственных месторождений стабилизи руются на уровне 5,4 млн. тонн / год. Всего за прогнозный пе риод (2006-2030 гг.) будет добыто 133,9 млн. тонн нефти с газо вым конденсатом.

Ввиду роста глубины переработки нефти до 85%, плани руется увеличить к 2030 году объемы производства основных видов нефтепродуктов, в том числе: бензина – до 11,5 млн. тонн (в 2 раза против 2005 г.), дизельного топлива – до 17,2 млн.

тонн (в 2,1 раза), реактивного топлива – до 1,5 млн. тонн (в 3, раза). Уменьшится производство мазута до 5,7 млн. тонн (на 17,4%) [72].

Рис. 1.2.2. Динамика прироста запасов нефти с газоконденсатом в Украине, 2005-2030 гг., млн.т. [54] Поскольку запасы нефти в Украине, сосредоточенные в крупных месторождениях, значительно истощены (более 70%), а прогнозные ресурсы нефти приурочены к залежам, которые имеют сложное геологическое строение, незначительные запа сы, низкую производительность скважин и залегают на значи тельных глубинах, освоение таких запасов нефти связано с ис пользованием специального оборудования и расходных техно логий, что обуславливает высокую стоимость добычи нефти.

Одновременно с развитием собственной нефтедобыва ющей промышленности, Украина, имея кадровый потенциал соответствующего уровня и финансовые возможности, выгод ное территориальное расположение по сравнению со странами, которые обладают значительными запасами нефти на транс портно достижимом расстояний, должна проводить активную работу по освоению таких запасов на основе международного сотрудничества с заключением соглашений о распределении добытой продукции.

Рис. 1.2.3. Прогноз добычи нефти украинскими компаниями за пределами Украины, млн.т в год Добыча нефти с газоконденсатом за пределами Украины прогнозируется по оптимистическому сценарию в 2010 г. 3, млн.т, 2015 – 4,2 млн.т, 2020 – 5,8 млн.т и в 2030 г. – 9,9 млн. т, по пессимистическому – вырастет с 3,3 млн.т в 2010 г. до 7, млн.т в 2030 году, а по базовому сценарию – в 2010 г. 3,6 млн.т, 2015 – 4,0 млн.т, 2020 – 5,6 млн.т и в 2030 г. – 9,2 млн.т. [21].

Таким образом, активное освоение зарубежных ресурсов нефти и переработка их на НПЗ Украины с выходом светлых нефтепродуктов не ниже 90% позволит обеспечивать рынок их потребления, начиная с 2010 года на уровне 16 и до 18% в 2030 году. Вместе с использованием собственных запасов сырья этот показатель составит 42 и 36% соответственно.

Важным фактором обеспечения эффективности работ по добыче нефти за рубежом будет создание на базе НАК "Нафто газ Украины" национальной вертикально-интегрированной нефтяной компании, которая будет располагать модернизиро ванными и новыми мощностями, достаточными для переработ ки объемов нефти собственной добычи и добычи за рубежом.

Таблица 1.2. Технико-экономические показатели проектов добычи нефти НАК "Нафтогаз Украины" за пределами Украины, 2010-2030 гг.

Страна Показатель Россия Египет Ливия Иран Ресурс нефти, млн. тонн 20,5 18,1 63 Ожидаемая добыча нефти, млн.

18,2 16,6 53,1 54, тонн Стоимость проекта, млн. USD 834 744 1937 Общая Укр. инвестора 834 744 867 Денежный поток, млн. USD 705,6 552,9 1690,1 7044, Дисконтированный денежный 194,6 186,1 404,6 1432, поток, млн. USD Срок окупаемости, года 6 5 7 Проблемы добычи газа в Украине связаны с тем, что бо лее 15% запасов газа по критериям уровня истощения запасов, коллекторских характеристик пород, относятся к категории труднодобываемых. Они относятся к низкопроходимым кол лекторам, многие залежи пластовые, с высокой литологической неоднородностью как по площади, так и по толщине продук тивных разрезов. Практически все запасы месторождений При карпатья сложнодобываемые. Добыча сложнодобываемых запа сов газа требует применения специфических, наукоемких и вы сокозатратных технологий и оборудования.

На ближайшую и дальнейшую перспективу уровни добы чи газа будут определять следующие составляющие:

повышение эффективности добычи углеводородов из место рождений, находящихся в эксплуатации;

ускоренная разработка запасов из новых месторождений;

приведение цен на газ для всех категорий потребителей к экономически обоснованному уровню.

Учитывая динамику добычи газа из введенных в разработ ку месторождений и прогнозного изменения разведанных запа сов углеводородного сырья, рассчитаны объемы добычи газа на прогнозный период (внутренние источники, базовый сценарий).

Рис 1.2.4. Динамика добычи газа в Украине, 2005-2030 гг., млрд. м По оптимистическому сценарию прогнозируется добыча природного газа на территории Украины в 2015 г. – 25,5 млрд.

м3, в 2020 г. – 26,6 млрд. м3 и в 2030 г. – 30,1 млрд. м3, а по пес симистическому – 20,8 млрд. м3 в 2010 г., 23,0 млрд. м3 – к 2015 г., 24,6 млрд. м3 – к 2020 г. и 26, 9 млрд. м3 – в 2030 г. [23].

Предполагается, что добычу газа в прогнозный период бу дут осуществлять преимущественно отечественные компании.

К работам по геологоразведке и добыче природного газа в глу боководной части шельфа Черного моря будут привлекаться иностранные инвестиции и технологии международных нефте газовых компаний. Перспективные в экономическом аспекте ресурсы газа, как и нефти, находятся в зоне Ближнего и Средне го Востока, Северной и Центральной Африки. Страны, находя щиеся в этих зонах и обладающие значительными запасами уг леводородов, как правило, имеют невысокий уровень развития экономики, которая имеет сырьевую направленность и базиру ется преимущественно на добыче полезных ископаемых. Уро вень экономического развития этих стран заставляет их прави тельства улучшать инвестиционный климат и внедрять про граммы значительного наращивания добычи нефти и газа, раз вития соответствующей инфраструктуры. Украинские предпри ятия, обладая высоким техническим и кадровым потенциалом, могут иметь конкурентные преимущества за счет более низ кой себестоимости услуг и работ. Способствовать этому мо гут традиционно теплые взаимоотношения государств этого региона со странами бывшего СССР, в т.ч. и с Украиной. Ве дущую роль в продвижении на международные рынки добычи газа должен играть НАК "Нафтогаз Украины".

Рис. 1.2.5. Прогнозируемая годовая добыча природного газа украинскими компаниями за пределами Украины, 2010-2030 гг., млрд. м3 в год В связи с тем, что в дальнейшем практически весь потен циал увеличения нефтегазодобычи будет сконцентрирован в таких странах как Саудовская Аравия, Объединенные Арабские Эмираты, Алжир, Кувейт, Ливия, Россия, Казахстан, Иран и, возможно, Ирак и Ангола, они рассматриваются как первооче редные для получения лицензий на разведку и последующую разработку месторождений газа.

Исходя из технико-экономических обоснований проектов, подготовленных НАК "Нафтогаз Украины", предполагается, что добыча природного газа украинскими компаниями за пре делами Украины начнется в 2010 г. и будет расти, достигнув в 2030 г. 11,6 млрд. м3 в год. Реализация проектов по добыче газа за пределами Украины должна происходить таким образом: со провождаться участием украинских специализированных ком паний в реализации проектов модернизации и строительства нефтегазовой инфраструктуры и нефтегазотранспортных сис тем: поставкой нефтепромышленного оборудования, предос тавлением сервисных услуг в нефтегазовой сфере, обменом опытом и специалистами с целью подготовки кадров, предос тавлением технически-информационной поддержки. Основным направлением этой деятельности должно стать участие украин ских нефтегазодобывающих предприятий в освоении нефтега зовых ресурсов зарубежных стран на основе концессионных соглашений и соглашений о разделе продукции.

1, 1, 1, 0, 0, 0, 0, 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 Рис. 1.2.6. Прогноз энергоемкости ВВП Украины до 2014 года По оптимистическому сценарию прогнозируется добыча природного газа за пределами Украины в 2010 г. – 2,5 млрд.м3, в 2015 г. – 6,2 млрд.м3, в 2020 г. – 6,9 млрд.м3, в 2030 г. – 12, млрд.м3, а по пессимистическому – в 2010 г. – 2 млрд.м3, в 2015 г. – 5,5 млрд.м3, в 2020 г. – 6,4 млрд.м3, в 2030 г. – 10, млрд.м3. [73] Если добыча газа будет составляться по данному сцена рию, то уже к 2014 году Украина может снизить энергоемкость ВВП до 0,39 кг.у.т / грн. (табл. 1.2.2).

Таблица 1.2. Технико-экономические показатели проектов добычи природного газа НАК "Нафтогаз Украины" за пределами Украины, 2010-2030 гг.

Страна Показатель Казахстан Алжир Ливия Ресурс газа, млрд. м3 16,1 16,2 Ресурс нефти, млн. тонн Ожидаемая добыча газа, 16,1 15,4 14, млрд. м Ожидаемая добыча нефти, 53, млн. тонн Общая стоимость проекта, 283 350 млн. USD в т.ч. украинского инвесто 209 304 ра Денежный поток, млн.

183 357 USD Дисконтированный денеж ный поток, 74,5 97,3 404, млн. USD Срок окупаемости, года 6 7 Рассматривая стратегии развития ядерной промышленно сти, отметим что, к 2030 г. планируется сохранение доли произ водства электроэнергии АЭС на уровне, достигнутом в 2005 го ду (то есть, около половины от суммарного годового производ ства электроэнергии в Украине).

Такое решение обосновывается, в первую очередь, нали чием собственных сырьевых ресурсов урана, а также стабиль ной работой АЭС, потенциальными возможностями страны по созданию энергетических мощностей на АЭС, имеющимися техническими, финансовыми и экологическими проблемами тепловой энергетики.

Рис 1.2.7. Годовое производство электроэнергии в Украине в период 2005-2030 гг., млрд. кВтг [73] Строительство новых мощностей АЭС в период до года определяется количеством ныне действующих энергобло ков, которые могут находиться в этот период в эксплуатации с учетом продления срока их эксплуатации на 15 лет. До конца 2016 года планируется ввести в эксплуатацию энергоблоки № и № 4 Хмельницкой АЭС.

Для привлечения на рынок Украины других поставщиков ядерного топлива необходимо еще 5-7 лет для создания ТВЗ, которые должны быть лицензированы для эксплуатации в ядер ных реакторах АЭС Украины. Учитывая удельный вес атомной энергетики в производстве электрической энергии Украины, значительные природные сырьевые запасы, имеющийся про мышленный и научно-технический потенциал, с целью умень шения зависимости от импорта энергоносителей принято реше ние об организации в Украине собственного производства ядерного топлива для атомных электростанций. Предполага лось:

- повышение объемов производства уранового концен трата до 100% потребности в уране АЭС Украины;

- развитие циркониевого производства в объеме потреб ностей атомной энергетики Украины и Российской Феде рации.

Таблица 1.2. Необходимые инвестиции в развитие ядерной энергетики Украины, 2006-2030 гг. [73] 2006- 2011- 2021 Периоды по годам Вместе 2010 2020 Установленная мощность, 13,84 21,84 29, ГВт КИУМ, % 82,8 85 Производство э/энергии, 488,3 1185,7 1837,0 3511, ТВт.г (за период) Отпуск э/энергии, 459,1 1114,8 1727,2 3301, ТВт.г (за период) Расходы по направле ниям, млн. грн.

Модернизация, реконст рукция, повышение 3822 9570 13621 безопасности и КИУМ Продолжение эксплуата 3281 7435 996 ции Новое строительство 4525 61955 103024 Итого, млн. грн. 11628 78960 117641 Организация в Украине производства металлического циркония и комплектующих изделий ТВС в объеме потреб ностей АЭС Украины. Фактическое финансирование Про граммы ЯТЦ составило лишь 20% от запланированного объема, поэтому решить определенные Программой задачи не удалось.

В мировой практике существуют три основных пути обес печения ядерным топливом:

1. Закупка ядерного топлива на мировом рынке.

2. Производство ядерного топлива собственными силами.

3. Производство ядерного топлива в кооперации с другими странами.

Приобретение технологий производства всех состав ляющих ядерного топлива связано не только с инженерно экономическими, но и политическими аспектами. Передача ма териалов, оборудования, технологий, используемых в ядерной области, осуществляется в рамках международной системы экспортного контроля за оборудованием, материалами и техно логиями двойного назначения.

Таблица 1.2. Необходимые инвестиции в развитие атомной промышленности, 2006-2030 гг. [94] Периоды по Среднегодовая сумма капитало- Итого, годам вложений, млн. грн. млн. грн.

2006-2010 807 2011-2015 1862 2016-2020 792 2021-2025 660 2026-2030 213 Итого за 2006-2030 гг. Государствами, входящими в Группу ядерных поставщи ков, практически введен мораторий на передачу оборудования и технологий по обогащению урана. Сейчас рассматриваются предложения о создании международных центров ядерного то пливного цикла (ЯТЦ) на основе существующей инфраструкту ры при широкой международной кооперации. Предполагается, что странам, эксплуатирующим АЭС, совсем не обязательно создавать собственные и достаточно дорогие производства по обогащению урана. Они смогут воспользоваться опытом и ус лугами других стран, обладающих технологиями по обогаще нию урана и переработке отработанного ядерного топлива. Су ществующие возможности и имеющийся рыночный механизм является базисом обеспечения необходимых гарантий поставок для удовлетворения спроса. Стратегия создания в Украине про изводства ядерного топлива ориентирована на:

Развитие уранового производства для обеспечения по требностей АЭС Украины в концентрате природного урана.

Развитие производства циркония, циркониевых сплавов и комплектующих изделий для ТВС.

Строительство завода по фабрикации ТВС.

Производство урана. В настоящее время потребности атомной энергетики Украины удовлетворяются за счет отечест венного урана только на 30%. Поэтому одной из важнейших задач урановой промышленности страны является увеличение производства концентрата природного урана до, как минимум, полного обеспечения потребностей отечественных АЭС. На территории Украины находится одна из крупнейших в мире уранорудных областей. При достаточно низком содержании урана в рудах месторождения Украины имеют ряд особенно стей, которые обеспечивают конкурентную способность произ водимого уранового концентрата:

- значительные размеры урановых залежей, что дает воз можность применять высокопроизводительные системы добы чи;

- высокая прочность вмещающих пород, что позволяет проходить горные выработки без крепления, а также очистные блоки больших объемов;

- небольшие водные притоки в горные выработки;

- достаточно простые меры радиационной защиты благо даря небольшому содержанию урана в рудах.

Рис. 1.2.8. Схема расположения объектов ядерно-топливного цикла Украины [15] Имеющиеся запасы природного урана в Украине позво ляют обеспечить потребности действующих АЭС более чем на сто лет, а в случае перехода на использование реакторных уста новок на быстрых нейтронах потенциал отечественных урано вых запасов увеличится в 60-70 раз.

Стратегия развития электроэнергетической отрасли Основой электроэнергетики страны является Объединен ная энергетическая система (ОЭС) Украины, которая осуществ ляет централизованное электроснабжение внутренних потреби телей, взаимодействует с энергосистемами сопредельных стран, обеспечивает экспорт, импорт и транзит электроэнергии. Она объединяет энергогенерирующие мощности, распределитель ные сети регионов Украины, связанные между собой системо образующими линиями электропередачи напряжением 220- кВ. Оперативно-технологическое управление ОЭС, управление режимами энергосистемы, создание условий надежности по па раллельной работы с энергосистемами других стран осуществ ляется централизованно государственным предприятием НЭК "Укрэнерго".

Потребление электроэнергии по базовому сценарию про гнозируется в 2030 г. в объеме 395,1 млрд.кВтг по сравнению с 2005 г. (176,9 млрд.кВтг) оно увеличится на 218,2 млрд.кВтг (123%). Крупнейшим потребителем среди отраслей экономики Украины будет оставаться промышленность, электропотребле ние которой в 2030 г. оценивается на уровне 169,8 млрд.кВтг (среднегодовой прирост составит 2,4%). За этот период элек тропотребление в сельском хозяйстве возрастет почти в три раза (с 3,4 до 10,1 млрд.кВтг). Электропотребление в строитель стве за период с 2005 по 2030 гг. возрастет с 1,0 до 5, млрд.кВтг, на транспорте – с 9,2 до 12,9 млрд.кВтг, в жилищно коммунальном хозяйстве и быту (с учетом электроотопления) – с 41,7 млрд.кВтг до 143,6 млрд.кВтг. [73].

За период с 2000 по 2004 гг. среднегодовой объем расхо дов электроэнергии на ее транспортировку электрическими се тями (технических и коммерческих) составлял 31,5 млрд.кВтг, или 19,9% от общего отпуска электроэнергии в сеть. Внедрение экономических мер, направленных на стимулирование сниже ния расходов электроэнергии в электросетях, позволило, начи ная с 2002 г., несколько снизить их уровень, прежде всего сверхнормативной составляющей.

Величина технологических расходов электрической энер гии в 2005 г. составила 25,035 млрд.кВтг, или 14,7% от общего объема поступления электроэнергии в сеть. Однако и сегодня процент затрат электроэнергии на ее транспортировку в 1,6 раза превышает уровень 1990 года и в 2-2,5 раза больше, чем в госу дарствах с развитой экономикой.

Рис. 1.2.9. Динамика отпуска электроэнергии и ее расходов на транспортировку электрическими сетями Украины, 2005-2030 гг., млрд. кВтг [73] За счет проведения в 2006-2030 годах мероприятий по снижению технологических расходов электрической энергии в сетях их объем следует ожидать в 2010 году на уровне 12,2% от общего отпуска электроэнергии в сеть, в 2015 году – 9,8%, в 2020 – 8,6%, в 2030 году – 8,2%. Это обеспечит годовую эконо мию электрической энергии в 2030 году по сравнению с про центом расходов 2005 г. в объеме 25 млрд.кВтг, в том числе за счет организационно-технических мероприятий – 4 млрд.кВтг.

Объем производства электроэнергии в 2005 году составил по оперативным данным 185,2 млрд.кВтг, из которого: произ водство на АЭС – 47,9%;

ТЭС и ТЭЦ – 40,8%, ГЭС и ГАЭС – 6,7%;

блок-станциями и другим источникам – 4,7%. Импорта электроэнергии не происходило.

Объемы производства электроэнергии атомными электро станциями будут увеличиваться как за счет ввода в эксплуата цию новых энергоблоков АЭС, так и за счет реконструкции действующих энергоблоков по продлению срока эксплуатации минимум на 15 лет. При этом в 2030 году в эксплуатации будут находиться 9 действующих сегодня энергоблоков (7 из них с удлиненным сроком эксплуатации). Объемы производства электроэнергии на АЭС составят в 2010 г. 101,2 млрд.кВтг;

в 2015 г. – 110,5 млрд.кВтг;

в 2020 г. – 158,9 млрд.кВтг;

в 2030 г. – 219,0 млрд.кВтч.

Объемы производства электроэнергии гидроэлектростан циями определены исходя из среднегодовых показателей вод ности рек Украины. В период 2006-2010 гг. они составят в среднем 9,8 млрд.кВтг. За счет модернизации существующих мощностей и развития новых производство электроэнергии на ГЭС увеличится в 2015 г. до 11,4 млрд.кВтг;

в 2020 г. – до 12, млрд.кВтг;

в 2030 г. – до 14,1 млрд.кВтг.

Прогнозные значения объемов производства электроэнер гии гидроаккумулирующими электростанциями учитывают введение в течение 2007-2010 гг. гидроэнергетических мощно стей на Ташлыкской и Днестровской ГАЭС, а в период 2020 2030 гг. – на Каневской ГАЭС. В 2005 году объемы производст ва электроэнергии ГАЭС составили 0,2 млрд.кВтг.

В перспективе они достигнут: в 2010 году – 2,2 млрд.кВтг;

в 2015 г. – 3,2 млрд.кВтг;

в 2020 г. – 3,9 млрд.кВтг;

в 2030 г. – 4,5 млрд. кВтч.

Прогнозируется увеличение производства электроэнергии электростанциями, использующими нетрадиционные и возоб новляемые источники энергии (без учета производства электро энергии на малых ГЭС и на биотопливе) до 50 млн.кВтч в 2010 г.;

800 млн.кВтч – в 2015 г.;

1500 млн.кВтч – в 2020 г.;

2100 млн.кВтч – в 2030 году [74].

Рис. 1.2.10. Динамика производства электроэнергии, млрд.кВтг [73] В настоящее время 92,1% энергоблоков ТЭС отработали свой расчетный ресурс (100 тыс. часов), а 63,8% энергоблоков пересекли признанную в мировой энергетической практике гра ницу предельного ресурса и грань физического износа, соответ ственно 170 тыс. и 200 тыс. часов, и требуют модернизации или замены.

С целью обеспечения постоянной работы блочного обору дования ТЭС ежегодно выполняются капитальные, средние и текущие ремонты 70-80 энергоблоков общей мощностью около 19 млн.кВт. Однако средства, выделяемые на эти цели, являют ся недостаточными, что приводит к уменьшению уровня ис пользования оборудования ТЭС, перерасходу топлива и ухуд шению экономических показателей работы [86].

К 2030 г. основой электроэнергетической системы Украи ны продолжат оставаться тепловые электростанции. Особенно стью тепловой энергетики является то, что ее работа в течение длительного периода происходит в условиях избытка установ ленных мощностей энергоблоков ТЭС, что ухудшает их эконо мические показатели. Поэтому предполагается постепенное снижение избыточных мощностей с приведением их к опти мальной величине в 2015-2017 гг. Решающее значение для теп ловой генерации имеет реконструкция и модернизация обору дования ТЭС, которая будет проводиться по следующим на правлениям:

1. Из имеющегося оборудования ТЭС выделяется группа энергоблоков (рабочая группа), подлежащих дальнейшей ре конструкции, а также остаточная группа, реконструкция кото рых нецелесообразна. В состав рабочей группы включаются пылеугольные энергоблоки суммарной мощностью 18- млн.кВт и наиболее работоспособные газомазутные энергобло ки суммарной мощностью 3,8 млн.кВт. Энергоблоки рабочей группы сформируют основную часть рабочей мощности ТЭС (генерирующей и резервной) согласно ежегодным программам.

2. Энергоблоки, отнесенные в состав остаточной группы суммарной мощность 5,2-6,0 млн.кВт, остаются на балансе ге нерирующих компаний и подлежат длительной консервации до времени принятия решения по их демонтажу в связи с плани руемым замещением на более эффективные новые энергоблоки.

В случае возникновения непредвиденного дефицита генерации эти энергоблоки подлежат введению в действие. Списание и демонтаж энергоблоков остаточной группы будут осуществ ляться по ежегодным представлениям генерирующих компаний на основании анализа их фактического состояния и прогнози руемых тенденций к изменениям потребности в генерирующих мощностях на пять лет.

Для развития тепловой энергетики необходимо:

В период 2006-2010 годов:

Провести реабилитацию (ремонт, реконструкцию и модер низацию) 3,7 тыс. МВт мощностей пылеугольных энерго блоков.

Вывести из эксплуатации 4,1 тыс. МВт мощностей блоков, которые достигли границы физического износа и в перспек тиве подлежат замене на новые в существующих ячейках.

Обеспечить эксплуатацию 23,0 тыс. МВт мощностей ТЭС.

Необходимый объем капиталовложений на 2006-2010 гг. со ставляет 16,7 млрд. грн.

В период 2011-2020 годов:

Провести реабилитацию 4,0 тыс. МВт мощностей ТЭС.

Вывести из эксплуатации 2,0 тыс. МВт мощностей.

Обновить и ввести мощности ТЭС на 10,0 тыс. МВт путем замены основного оборудования действующих энергобло ков и строительства новых.

Ввести новые генерирующие мощности на ТЭЦ в объеме 2, тыс. МВт.

Необходимый объем капиталовложений на 2011-2020 гг. со ставляет 75,8 млрд. грн.

В период 2021-2030 годов:

Провести реабилитацию 5,4 тыс. МВт мощностей ТЭС.

Вывести из эксплуатации 1,0 тыс. МВт мощностей.

Обновить и ввести мощности ТЭС на 10,0 тыс. МВт путем замены основного оборудования действующих энергобло ков и строительства новых, в т.ч. вместо снятых с эксплуа тации.

Ввести новые генерирующие мощности на ТЭЦ в объеме 2, тыс. МВт.

Необходимый объем капиталовложений на 2021-2030 гг. со ставляет 90,9 млрд. грн.

Капиталовложения на развитие тепловой генерации с по 2030 гг. составляют 183,4 млрд. грн.

Программы развития ТЭС и ТЭЦ будут обработаны по пе риодам с определением оптимальных вариантов реконструкции, модернизации, замещения, обновления и нового строительства мощностей с целью оптимизации баланса (списания действую щих и ввода новых мощностей) для обеспечения предусмотрен ных стратегией объемов производства электроэнергии. При этом будут учитываться достижения научно-технического про гресса, опыт других стран по внедрению новейших технологий и технических решений в теплоэнергетике, финансово экономическое обоснование вариантов. При выборе площадок для размещения новых ТЭС приоритет будет отдаваться регио нам с острым дефицитом генерирующих мощностей.

Комплексная реконструкция угольных электростанций Украины будет осуществляться путем внедрения современных экономических угольных паротурбинных энергоблоков, осна щенных системами снижения выбросов NOх (окислы азота), SO2 (оксид серы) и пыли, парогазовых ТЭЦ с газификацией уг ля, высоконапорным теплогенератором и др. с ориентацией на максимальное использование отечественного угля, в том числе технологий и оборудования для сжигания бурого угля.

На производство электрической и тепловой энергии ТЭС, ТЭЦ и блок-станциями (с учетом локальных источников) в году использовано, по оперативным данным, 37,0 млн.т у.т., из них: уголь – 51,8%;

газ – 47,4%;

мазут – 0,8%.

В сфере топливообеспечения электроэнергетической от расли необходимо учесть постепенный рост цен на органиче ское топливо, что обусловлено следующими факторами:

рост цен на природный газ, связанный с повышением спроса на него как на наиболее экологически приемлемый и эффек тивный вид органического топлива, ростом затрат на добы чу и транспортировку в главных странах-экспортерах при родного газа в Украину (прежде всего – России), а также в связи с переходом на рыночные формы ценообразования;

рост стоимости угля будет определяться увеличением инве стиционной составляющей в стоимости отечественного угля в связи с обновлением основных фондов отрасли, а также за счет роста составляющей заработной платы в ней. Прогно зируется постепенное увеличение цен на уголь на мировых рынках из-за роста цен на природный газ. Наряду с этим темпы роста цен на уголь предусматриваются заметно ниже, чем на природный газ.

Темпы роста стоимости мазута прогнозируются близкими к изменениям цен на природный газ.

41, 40 Грн./ГДж 16,9 15, 10 5, Газ Уголь Дрова Торф- Отходы Торф брикет биомассы фрезерный Рис. 1.2.11. Стоимость топлива в перерасчете на единицу энергии (ГДЖ) К 2030 г. абсолютные затраты органического топлива на ТЭС, ТЭЦ и блок-станциях (с учетом локальных источников) воз растут в 1,9 раза с 37 млн. т у.т. в 2005 г. до 69,8 млн. т у.т. в г., при этом объем использования угля на производство электри ческой и тепловой энергии увеличится до 85,1% и, соответствен но, на 14,5% уменьшится уровень использования газа [77].

Следовательно, для обеспечения прогнозируемого к году экономического и социального развития страны по базо вому сценарию предполагается рост производства электроэнер гии с 185,2 млрд.кВтг в 2005 году до 420,1 млрд.кВтг в 2030 го ду, тепловой энергии с 241,0 млн. Гкал до 430,9 млн. Гкал соот ветственно. Рост производства электроэнергии за этот период на ТЭС, ТЭЦ будет достигнут за счет:

обновления и ввода в эксплуатацию новых мощностей на современном оборудовании 24,0 млн.кВт;

модернизации и реконструкции энергоблоков ТЭС общей мощностью 13,2 млн.кВт;

сооружения ГЭС на реках Тисе и Днестре и их притоках, а также малых ГЭС;

снижения удельных расходов топлива на отпуск электро энергии с 378,9 г у.т./кВтч в 2005 году до 345,7 г у.т./кВтч в 2030 году;

снижения затрат электрической энергии на ее транспорти ровку электрическими сетями с 14,7% в 2005 году до 8,2% в 2030 году.

Для производства тепловой энергии будут широко ис пользоваться комбинированное производство тепловой и элек трической энергии, возобновляемые и нетрадиционные источ ники энергии [47].


На первый взгляд, Украина номинально обладает значи тельными избыточными мощностями для производства элек троэнергии. Но неотвратимость исчерпания эксплуатационного ресурса генерирующих мощностей, а также ежегодный рост электропотребления убеждают в необходимости наращивать энергогенерирующую составляющую национальной энергосис темы. При формировании перспективного баланса генерирую щих мощностей следует учитывать не только зависимость от топливного и стоимостного балансов, но и маневренные харак теристики энергосистемы, а также предусматривать необходи мость создания надлежащего резерва мощностей. Последнее особенно актуально для поддержания интеграционного курса Украины на вхождение в наднациональные и общеевропейские энергообъединения. К сожалению, темпы обновления мощно стей уже сейчас отстают от задекларированных в той же страте гии [здесь и далее 52].

Учитывая реальное состояние электроэнергетического сектора Украины, а также ознакомившись с несколькими смо делированными вариантами его развития, добавим реалистич ности существующим программным и прогнозным документам в энергосфере и приведем показатели базового и альтернатив ных сценариев. Прогнозные расчеты выполнены с помощью модели оптимизации энергетических потоков TIMES-Украина, разработанной в Институте экономики и прогнозирования НАН Украины (табл. 1.2.5).

При расчетах базового сценария приняты следующие до пущения:

– условия базового сценария достаточно консервативны, не предполагают кардинального изменения технологического устройства экономики и ориентированы на продление сроков эксплуатации действующих мощностей с некоторым улучше нием их технических характеристик, что с учетом экономиче ского состояния более вероятно. За счет амортизации и выведе ния из эксплуатации части старых мощностей допускается не которая диверсификация энергетических потоков путем вне дрения новых либо улучшенных технологий;

Таблица 1.2. Прогноз структуры производства электроэнергии согласно базовому сценарию ИЭПР НАН Украины и стратегии, % Техноло- 2015 год 2030 год гия/процесс ИЭПр Стратегия ИЭПр Стратегия ТЭС, всего, в т.ч.: 47,8 45,6 46,9 39, на угле – – 37,7 37, на природном газе – – 10,1 9, Блок-станции 2,5 4,3 2,5 3, ГЭС и ГАЭС 9,7 5,8 11,0 4, АЭС 39,7 44,0 38,3 52, Возобновляемые 0,34 0,4 1,39 0, источники, в т.ч.:

СЭС* – – 0,09 0, ВЭС** – – 0,20 0, ТЭЦ на биомассе – – 0,04 0, – – геотермальные 0,01 0, установки – в прогнозном периоде ТЭС будут использовать в основ ном угольные энерготехнологии. Общая мощность новых энер гоблоков составит около 5 ГВт;

– за счет развития большой гидроэнергетики ее установ ленная мощность может достичь около 7 ГВт, т.е. прирост со ставит 2,5-3 ГВт;

– в атомной энергетике предусматривается продление сроков эксплуатации действующих энергоблоков, завершение к 2018-му и 2020 году, соответственно, строительства двух новых энергоблоков Хмельницкой АЭС общей мощностью 2 ГВт;

– к 2030 году мощность солнечных агрегатов составит не более 300 МВт, ветроэнергетики – не более 2 ГВт, электроэнер гетики на биомассе – не более 100 МВт, геотермальных устано вок для производства электроэнергии – не более 200 МВт.

Но даже с учетом консервативности исходных предпосы лок базового сценария можно говорить лишь о несколько боль шей степени реалистичности его реализации. Весьма противо речивы и неиспробованы необходимые системные механизмы и стимулы, особенно либеральные, рыночные.

Опыт США и стран ЕС свидетельствует, что либерализа ция электроэнергетических рынков не предполагает четких па раметров по оптимальному количеству и структуре энергогене рирующих мощностей, отвечающих требованиям надежности и обеспечивающих резерв мощности в энергосистеме. Это не единственный пример несовершенства и недостаточности рыночных механизмов. Рост цен на электроэнергию, а также ус ложнение режимов энергоснабжения и энергопотребления не способствуют притоку инвестиций до необходимого уровня. Во многих европейских странах возникли сложности с инвести циями, прежде всего для создания резерва мощности. В докри зисный период в Испании, вопреки общему росту установлен ной мощности на 8%, реальный резерв уменьшился на 4%. Ве ликобритания нарастила мощности на 13%, что позволило уве личить резерв только на 1%, а Ирландия – на 36 и 21%, соответ ственно. В результате в странах Европы разница между факти ческими и нормативными резервами мощности может сокра титься до 15% от нормативных, а общий дефицит достичь 6, ГВт, что увеличит потребности в импорте электроэнергии.

Интеграционные стремления и амбициозные планы Ук раины обязывают учитывать мировую практику. Для нас при вычна государственная монополия, а в условиях либерализации энергетических рынков и передачи большинства энергоактивов в частную собственность регуляторная роль государства осла бевает. Контроль за эффективностью и надежностью их функ ционирования постепенно переходит к неправительственным организациям.

Примером этого является создание Европейского энергети ческого сообщества, сформированного на основе субъектов рын ков электроэнергии и газа стран Юго-Восточной Европы. Его цель – увеличение инвестиций в энергомощности, повышение надеж ности энергопоставок посредством внедрения норм и стандартов энергополитики ЕС. С другой стороны, эффект «пула» (перерас пределение нагрузок между энергосистемами стран-членов сооб щества и сглаживание пиковых нагрузок) позволяет снизить по требность в инвестициях в секторе производства и передачи элек троэнергии. Согласно «Исследованию инвестиций в энергогене рацию», проведенному Всемирным банком, подобный эффект к 2018 году может составить 3 млрд. долл.

Другой пример. В 2008 году по поручению 42 компаний операторов систем передачи электроэнергии из 34 европейских стран создана ассоциация «Европейская сеть операторов систем передачи электроэнергии» (ENTSO-E). Цель ее деятельности – укрепление сотрудничества на европейском рынке электроэнер гии в сфере технического развития, координация систем управ ления и согласованности концепций деятельности операторов сетей, устранение технических проблем, обеспечение надежно го функционирования электросетей.

Безусловно, вступление Украины в Европейское энергети ческое сообщество и курс на присоединение к ENTSO-E повы сит эффективность и надежность функционирования отечест венных энергорынков. Благоприятные перемены ожидаются в результате внедрения более прозрачных и совершенных правил игры, повышения эффективности работы и инвестиционной привлекательности субъектов рыночной деятельности, откры тия европейского рынка электроэнергии для импорта дополни тельных объемов электроэнергии.

В условиях задекларированного разгосударствления топ ливно-энергетического комплекса выбор энерготехнологий в Украине будет определяться экономической целесообразно стью, технической возможностью и экологическими требова ниями. Экономическая целесообразность просчитывается путем сравнения удельных капитальных и эксплуатационных затрат, затрат на топливо и резервирование, а также стоимости обеспе чения экологических требований.

Заметим, что мировые приоритеты развития отдельных энерготехнологий (своеобразная мода на производство какого либо вида энергии) не предопределяют выбор нашей страны.

Так, рынок квот выбросов парниковых газов в Украине пока существенно не влияет на тенденции развития электроэнергети ки, в то время как в странах ОЭСР это один из мощных стиму лов для сокращения потребления углеродноинтенсивных видов топлива и утилизации выбросов двуокиси углерода.

Однако в скором времени картина может измениться из-за обязательств, взятых Украиной при интеграции в международ ные объединения в энергосфере, особенно с учетом готовяще гося плана имплементации Директивы 2001/77/ЕС о содействии использованию энергии, произведенной из возобновляемых ис точников, на внутреннем рынке электроэнергии, а также обяза тельства по имплементации до 2018 года Директивы 2001/80/ЕС об установлении предельного уровня выбросов некоторых за грязняющих веществ в атмосферу крупными установками сжи гания, непосредственно касающейся тепловой энергетики.

Потребность в значительном начальном капитале и высо кая стоимость кредитов в Украине тормозят инвестиционные возможности даже крупных энергокомпаний при строительстве больших объектов энергетики или комплексной их реконструк ции. А многие виды альтернативной энергетики почти не раз виваются без госдотаций, льгот и «зеленого» тарифа.

Сравним стоимостные характеристики энергогенерирую щих технологий (табл. 1.2.6). Сравнение капитальных затрат и себестоимости электроэнергии при современных ценах на топ ливо позволяет сделать вывод, что среди традиционных энер готехнологий наиболее перспективными являются экологически чистые угольные и газотурбинные технологии с высокими ма невренными характеристиками. Также оправдывают себя ме роприятия, направленные на продление эксплуатации АЭС и повышение энергоэффективности. Оценивая стоимость элек троэнергии атомных электростанций, важно учитывать значи тельные затраты на выведение их из эксплуатации.

Стоимостные характеристики электроэнергии из некото рых возобновляемых источников (электростанции на биомассе, ветровые электростанции (ВЭС) и малые ГЭС) соизмеримы с установками для традиционной электроэнергетики. Также не обходимо учесть, что подавляющее большинство нетрадицион ных энерготехнологий на начальном этапе своего развития весьма затратны. По мнению экспертов и с учетом зарубежного опыта, до 2020 г. вполне возможно достичь величины капи тальных затрат на киловатт мощности солнечных электростан ций в 1000 долл.

Таблица 1.2. Ориентировочная стоимость новых мощностей и себестоимость электроэнергии Технология Инвестиции, Себ-ть, цен долл./кВт тов/кВт/ч ТЭС на угле:

Паротурбинные с химической абсорбацией 1850 6, отходящих газов Паротурбинные с суперкритическими па- 1676 5, раметрами пара Парогазовые с внутрицикловой газифика- 2100 6, цией угля Гибридные парогазовые с внутрицикловой га- 2100 6, зификацией угля и высокотемпературными твердооксидными топливными элементами С внутрицикловой газификацией на водоот- 1620 3, водной смеси Парогазовые установки с циркулирующим 1400 5, кипящим слоем (кипящий слой под давлени ем) и сероочисткой ТЭС на газе:


Парогазовые установки с химической аб- 800 6, сорбцией отходящих газов Парогазовые установки с химической абсорб- 800 5, цией отходящих газов и сжиганием в кисло роде Гибридные ТЭС на основе сочетания ПГУ и 1200 5, высокотемпературных твердооксидных топ ливных элементов Модернизация паротурбинных ТЭС на осно- 300-550 5, ве газотурбинной надстройки АЭС (с учетом снятия с эксплуатации) 1200-2500 2,50-6, АЭС (продление срока эксплуатации) 250- Большая гидроэнергетика 1000-2500 1,00-8, Малая гидроэнергетика 800 6, Электростанции на возобновляемых источниках:

Электростанции на биомассе 226 7, Геотермальные электростанции 2500-5084 6,50-30, Солнечные электростанции (фотовольтаиче- 5000 15,00-50, ские) Ветровые электростанции 1370 3, Однако строительство низкоманевренных мощностей и мощностей с малым коэффициентом использования из-за их технологической специфики (ветро- и солнечные электростан ции) требует дополнительных аккумулирующих и резервных мощностей, а это существенно увеличивает стоимость таких источников энергии.

Стоимостные характеристики замещаемой электроэнергии убеждают в конкурентоспособности этого сегмента производ ства энергии по сравнению с внедрением новых технологий энергопроизводства. Важно отметить, что наряду с общей тен денцией уменьшения энергоемкости экономики Украины эф фективность преобразования первичной энергии (в том числе производства электрической и тепловой энергии) растет мед леннее, чем эффективность ее потребления. А ведь в условиях роста цен на импортируемые энергоресурсы и усиления экстен сивного компонента сырьевой базы ТЭК, при низкой эффектив ности использования энергоресурсов во всех звеньях энергети ческой цепочки, инвестиции в энергопроизводство будут обес печивать все меньшую отдачу. В таких условиях выгодней вкладывать деньги в повышение эффективности использования энергии (избежание потерь, энергосбережение, что обусловит уменьшение спроса на энергию).

Сегодня в странах Европы инвестиционная привлекатель ность проектов в сфере энергоэффективности зачастую выше, чем в сфере энергогенерации. Даже в России (где при наличии собственной сырьевой базы ТЭК – на инвестиционном поле по ка все наоборот) сделана ставка на энергоэффективность. В ча стности, в проекте концепции комплексного энергетического развития до 2020 года, разработанном ОАО «ВНИПИэнерго пром» потенциал высвобождаемой в результате экономии пи ковой электрической мощности оценивается в 13 ГВт. При этом оптимизация систем теплоснабжения позволит высвободить до 50 млн. тонн условного топлива, половины которого достаточно для обеспечения производства электроэнергии на ТЭЦ суммар ной мощностью 30 ГВт.

Как правило, освоение возобновляемых источников энер гии продвигается за счет инвестиционных средств частного ка питала, но требует и государственной поддержки. В Украине это подтверждается динамикой количества предприятий, полу чивших разрешение на использование «зеленого» тарифа в Ук раине (рис. 1.2.12).

Рис. 1.2.12. Количество производителей электроэнергии, которые имеют право на «зеленый» тариф Ставка «зеленого» тарифа в Украине в целом значительно превышает затраты на производство электроэнергии из возоб новляемых источников. Так, для энергии из биомассы на фев раль 2011 года установлена ставка в размере 1,35 грн./кВт•час при ориентировочной себестоимости 0,59 грн./кВт•час, для ма лых ГЭС – 0,84 и 0,47 грн./кВт•час, соответственно. А для сол нечной и ветровой электроэнергии создана зеленая улица: уста новлены тарифы в размере 5,05 и 1,23 грн./кВт•час при ориен тировочной себестоимости 1,18 и 0,38 грн./кВт•час (соответст венно, дают ощутимый стимул для развития этих видов энерго производства). В то же время нет отдельной категории «зелено го» тарифа для электроэнергии из биогаза. Согласно действую щему законодательству Украины, биогаз к биомассе не отно сится, хотя во многих странах (в частности, в Японии и Герма нии) такому виду энергетики предоставляются преференции.

Практика введения «зеленого» тарифа и других преферен ций для рынка возобновляемой энергетики в Украине обусло вила потребность расчета альтернативного базовому сценария модели TIMES-Украина. Такой альтернативный прогноз преду сматривает использование части экономически целесообразного потенциала возобновляемых источников энергии (табл. 1.2.7).

Авторами применены следующие основные сценарные допу щения: установленная мощность малых ГЭС в Украине не пре высит 2 ГВт;

возможность достижения 1,5 ГВт мощности СЭС;

в 2030 году установленная мощность ВЭС не превысит 5 ГВт;

потенциал использования различных видов биомассы для про изводства электроэнергии составит около 5 млрд. кВт•час.

В соответствии с альтернативным сценарием развития до ля возобновляемых источников, учитывая малые ГЭС, в произ водстве электроэнергии к 2030 году составит 6,7% (для сравне ния: по базовому сценарию – 1,4%, базовому сценарию страте гии – 0,5%).

Роль электроэнергии, произведенной с использованием возобновляемых источников энергии, двояка. Например, элек троэнергию ВЭС или малых ГЭС можно успешно продавать в сеть. А использование энергии биомассы и энергии солнца бо лее целесообразно для удовлетворения локальных потребностей в электроэнергии, поскольку создание крупных генерирующих объектов на этих видах энергии не всегда оправданно с точки зрения их технических и стоимостных характеристик.

Таблица 1.2. Прогноз структуры энергогенерации в Украине (альтернативный сценарий ИЭПР НАН Украины), % Технология/процесс 2005* 2009* 2012 2015 2018 2024 2027 ТЭС, всего, в т.ч.: 43,4 42,2 40,4 40,7 41,8 39,4 36,9 37, На угле 33,0 32,4 33,2 33,0 34,2 31,1 29,3 29, На природном газе 10,4 9,8 7,1 7,7 7,6 8,2 7,7 7, Блок-станции 2,0 1,6 2,5 2,5 2,5 2,2 1,8 0, ГЭС и ГаЭС 6,7 8,3 10,8 11,0 11,3 13,0 14,0 14, АЭС 47,8 47,8 45,9 44,9 43,1 42,6 43,4 42, Возобновляемые 0,1 0,2 0,6 1,3 2,1 4,1 5,3 6, источники, в т.ч.:

Малые ГЭС 0,12 0,13 0,24 0,6 0,80 1,23 1,44 1, СЭС 0,0 0,0 0,0 0,04 0,1 0,2 0,2 0, ВЭС 0,0 0,1 0,3 0,68 1,0 1,3 1,5 1, Электростанции на 0,0 0,0 0,0 0,04 0,0 0,4 0,8 1, биомассе Геотермальные ус 0,0 0,0 0,03 0,03 0,24 0,96 1,31 1, тановки * фактически Таким образом, приходим к выводу, что в Украине пока нет оснований рассматривать нетрадиционные и возобнов ляемые источники энергии как существенную замену традици онным источникам энергии в электроэнергетическом балансе страны. Вместе с тем имеет смысл поддерживать и стимулиро вать использование такой энергии на региональном уровне, учитывая территориальные особенности и наличие местных ре сурсов. Такое целенаправленное развитие региональной энерге тики, а также должное внимание развитию традиционной энергетики и отечественного котло- и турбостроения вместе с повышением эффективности использования всех возможных источников энергии не только усилит полноту и надежность энергоснабжения, но и подготовит выход энергетической от расли страны на новый виток развития.

1.3. Эволюция ценообразования на газ и украинские реалии газовых контрактов Ценообразование на газ в Европе до начала 60-х годов ХХ столетия базировалось на экономической модели „кост-плюс.

Эта модель суммировала все затраты производителя (на добы чу, подготовку и транспортировку газа) плюс налоги и прием лемую норму прибыли. Кроме того, следует отметить, что аме риканский и британский рынки газа существенно отличаются от газового рынка континентальной Европы [здесь и далее 11].

Модель ценообразования эволюционировала лишь после открытия в 1958 году в Нидерландах сверхгигантского место рождения Гронинген (в связи с чем и получила название „гро нингенская модель ценообразования, или ГМЦ). В 1962 году министр экономики Нидерландов г-н де Поуз представил пар ламенту страны новую модель энергетической политики для получения максимальной долгосрочной ренты при освоении месторождения Гронинген, требующего огромных капитало вложений. Модель предусматривала новый принцип ценообра зования на газ, базирующийся на стоимости замещения газа альтернативными энергоносителями у потребителя („на горел ке), а так же, как и ранее, наличии долгосрочного экспортного газового контракта (ДЭГК).

Современная гронингенская модель ДЭГК, используемая в Европе, включает следующие основные элементы. Во-первых, привязку цены газа к стоимости составляющих его замещения.

В качестве альтернативы газу выбраны газойль/дизтопливо (широко используются в коммунально-бытовом секторе ЕС) и мазут (промышленная тепло- и электроэнергетика). Для Европы эти энергоносители являются основными элементами в форму ле ценообразования на газ с весовой долей, соответственно, 35 39% и 52-55%. Суммарная доля этих энергоносителей отлича ется, например, для норвежских (87%) и российских (92%) кон трактов. Кроме названных энергоносителей, в формулу цены могут включаться стоимости и других, конкурирующих (на ре гиональных рынках) с газом энергоносителей: угля, электро энергии (гидро-, тепло-, био-, атомной, ветровой, солнечной), сжиженного природного газа (СПГ);

а также учитываться спо товые или биржевые цены на газ (конкуренция газ/газ) и др.

Во-вторых, возможность регулярного пересмотра цены газа в рамках формулы ценообразования, а также возможность коррекции самой формулы (например, каждые три года). Это обусловлено как динамичным характером изменения цен нефти (нефтепродуктов) как биржевого товара, так и изменениями до ли и цен энергоносителей, составляющих энергобаланс евро пейских стран.

В-третьих, наличие минимальных обязательств по оплате законтрактованных объемов газа – принцип „бери или плати (take or pay, БИП), предусматривающий перенесение обязанно сти выбрать законтрактованные объемы газа на более поздний период, но с внесением части оплаты или уплаты штрафных санкций.

В-четвертых, принцип „нэт-бэк (net-back) – это стои мость замещения газа у конечного потребителя за вычетом стоимости его транспортировки от пункта приемки-сдачи газа до пункта конечного потребления.

В-пятых, возможно наличие оговорок о пунктах конечно го назначения газа. Это требование, фактически запрещавшее реэкспорт газа, в течение последних нескольких лет из боль шинства контрактов „Газпрома с европейскими компаниями было исключено.

Вместе с тем каждая национальная (транснациональная) компания из Европы получила свой контракт с поставщиками газа, учитывающий особенности национального энергорынка.

В настоящее время в Европе происходит адаптация гро нингенской модели ДЭГК, в том числе предлагается отказ от сегодняшних формул привязки цен газа к ценам нефтепродук тов (и/или других альтернативных энергоресурсов) и переход к привязке к котировкам на газ на ликвидных рыночных площад ках или к биржевым котировкам. Для континентальной Евро пы – это котировки Национальной точки балансирования (ус ловный центр спотовой газовой торговли – Великобритании).

Другими словами, предлагается перейти к конкуренции газ/газ, путь к которой весьма долог. Однако изменения в этой сфере, произошедшие за период 2009-2010 годов, имели принципиаль ное значение.

Под силой аргументов – трансформация европейских га зовых контрактов – Европейский Союз, а также Турция за по следние два года существенно сократили потребление природ ного газа. Это происходило не только в рамках минимальных контрактных обязательств по отбору объемов газа в соответст вии с обусловленным принципом БИП. В среднем в своих кон трактах „Газпром допускает снижение законтрактованных объемов потребления газа на 15% без применения штрафных санкций. Так, в 2009-м немецкой компании E.ON, итальянской ENI и турецкой Botas не были выставлены штрафные санкции за недобор газа.

Наибольшие потери пришлись на „Газпром в 2009 году:

экспорт газа сократился на 13%. При этом его конкуренты на рынке газа Европы – норвежская StatoilHydro и производители СПГ – заняли часть „газпромовского рынка (в 2009-м поставки СПГ в ЕС выросли на 15%). Причин такой ситуации три: эко номический кризис, приход в Европу дополнительных объемов сравнительно дешевого СПГ с традиционно американского рынка из-за резкого роста в США добычи сланцевого газа и, главное, негибкая ценовая политика „Газпрома.

Итак, в связи со значительными изменениями на газовом рынке первым шагом большинства партнеров „Газпрома еще в 2009 году стало снижение потребления газа (ЕС уменьшил по требление на 6,3%). Второй шаг: потребители российского газа из ЕС и Турции выставили „Газпрому пакет следующих ос новных требований по изменению контрактов. Во-первых, сни зить обязательства импортеров по минимальным объемам отбо ра газа (БИП) либо не применять к ним штрафные санкции. Во вторых, пересмотреть формулу ценообразования путем вклю чения в нее механизма учета спотовых цен на газ. Следует от метить, что пакет каждой из энергетических компаний включал и некоторые другие требования, например, пересчет базовой цены, сокращение сроков контракта, а также другие формы вышеприведенных требований по изменению контрактов (пря мое снижение цены на газ, возможность варьирования объемов потребления на протяжении пяти лет и др.).

Под прессом конкуренции на европейском газовом рынке (спотовые цены на газ и СПГ на протяжении почти всего года были ниже стоимости трубопроводного российского газа на 50 и больше долларов) „Газпром пошел в 2009-2010 годах на серьезнейшие ценовые и другие уступки для большинства европейских энергоконцернов (табл. 1.3.1).

Таблица 1.3. Эволюция контрактов на поставку газа между «Газпромом» и его партнерами в Европе и Турции [104] Изменение в контракте Компания — потребитель газа 1. Уменьшение обязательств E.ON Ruhrgas.Wingas, WIEH (с «бери или плати» (БИП) 90 до 75%);

Botas (с 90 до 75%);

ENI, GVWGashandel;

EconGas (с 85 до 60%) 2. Неприменение штрафных Botas, ENI, E.ON Ruhrgas – санкций за нарушение обяза- переговоры продолжаются тельств БИП 3. Продажа газа в объемах, E.ON Ruhrgas, ENI. GDF Suez превышающих обязательства БИП, по ценам спотового рынка 4. Включение в формулу це- E.ON Ruhrgas, ENI, GDF Suez.

нообразования на газ компо- GWHGashandel, EconGas. ERG, нента, учитывающего конку- Sinergie Italiane, EGL – 15% ренцию газ/газ объемов газа продается по спо товым ценам европейских газо вых центров;

дополнительное требование этих компаний – увеличить эту долю до 40% – рассматривается 5. Пересчет базовой цены в Wingas формуле 6. Прямое снижение цены газа Botas 7. Возможность варьирования E.ON Ruhrgas, ENI объемами импорта газа в тече ние определенного периода Следует отметить, что конкуренты „Газпрома в Европе согласились на еще большие уступки. Так, доля спотовых цен в контракте норвежской StatoilHydro с E.ОN Ruhrgas составляет 25%, а в среднем – 30%, алжирская Sonatrahch даже сократила срок контракта.

В результате уступок со стороны „Газпрома, например, Латвия, Польша, Эстония с 1 января 2011 г. снизили цены на газ для промышленных потребителей на 5%, для населения – на 3 7% (в Болгарии были снижены цены на тепловую энергию на 4,6-5,7%) [7].

В то же время процесс трансформации контрактов евро пейских компаний с „Газпромом не завершен. Не все компа нии и страны получили послабления (например, Литва), а из получивших – не все удовлетворены (например, E.ОN Ruhrgas).

Процесс продолжается.

В целом если доля спотовых цен в европейских контрак тах в 2009-м составляла около 8%, то по итогам 2010-го она как минимум удвоилась. Европейские энергетические компании по лучили серьезные уступки вследствие значительных изменений на газовом рынке и желания экспортеров сохранить свои рын ки, а не в обмен на какие-либо политические или экономические уступки. В процессе жестких и продолжительных переговоров использовались в основном юридические аргументы, заложен ные в контрактах с „Газпромом. Также, безусловно, применя лись рыночные рычаги давления – альтернативные предложе ния газа. Рост конкуренции на газовом рынке ЕС, как ожидает ся, приведет к дальнейшим уступкам потребителям российского газа в Европе [11].

В 2011 году европейский газовый рынок ожидают серьез ные перемены, связанные с началом действия Директивы 2009/73/ЕС (март), дальнейшей трансформацией ценообразо вания на газ и изменением ДЭГК. Украина и в этих преобразо ваниях должна стать частью Европы.

Добытый, но не доставленный потребителю газ не является товаром. Поэтому добыча и транспортировка газа не только свя заны одной цепочкой, но и предусматривают равную ответст венность участников процесса. В последние десятилетия в мире увеличивается трансграничная торговля трубопроводным газом, а значит, и роль транзита. Мировой финансово-экономический кризис лишь притормозил развитие этого процесса. Вместе с тем газовые войны в СНГ сделали надежность транзита приоритетом для энергетической безопасности Европы.

К сожалению, транзитеры СНГ, в первую очередь, Украи на и Беларусь, по известным причинам не смогли обеспечить свои интересы в цепочке „добыча – транзит – потребление на равне с другими ее участниками – ЕС (как потребитель) и РФ („Газпром как производитель и поставщик). Беларусь застави ла Россию заплатить адекватную цену за половину своей ГТС, несмотря на российский вектор интеграции. Но и это не спасло ее от строительства „Северного потока и не гарантирует Мин ску сохранение транзитных объемов российского газа. Стрем ление РФ получить контроль (хотя бы плюс одну акцию) над белорусской ГТС остается актуальным.

Украина же в условиях навязывания ей так называемого консорциума по управлению ее ГТС не реализовала никакого интеграционного сценария и также оказалась перед угрозой реализации „своего обходного газопровода – „Южного пото ка. Учитывая, что белорусская ГТС наполовину принадлежит „Газпрому, можно ожидать, что наибольшее сокращение объ емов транзита (при двух обходных газопроводах) ожидает именно украинскую ГТС.

300 246 Цена, долл/м 228, 179, 50 50 50 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2010 2010 2010 2011 * 1 кв. 2 кв. 3 кв. 4 кв. 1 кв. 4 кв.

Рис. 1.3.1. Стоимость импортного газа на границе Украины, 2001-2011 гг.

* прогноз из доклада министра энергетики Бойко Ю.А.

Вместе с тем наличие „непроданной священной коровы (ГТС) при реализации правильной стратегии дает Украине шанс сохранить большую часть транзитных потоков в условиях тор можения „Южного потока. При этом даже реальное юридиче ское выделение газотранспортного предприятия из НАК „Наф тогаз Украины (в соответствии с Договором об основании Энергетического сообщества, или ДОЭС) не исчерпает кон фликтный транзитный потенциал.

В свое время гронингенская модель была адаптирована специалистами ВВО „Союзгазэкспорт для поставок газа из СССР в страны Западной Европы. Причем пункты сдачи приемки советского газа находились не на территории СССР, а на западных границах стран-членов Совета Экономической Взаимопомощи (СЭВ). Например, такие пункты были на грани це Чехословакии с Германией (г. Вайдхаус) и Австрией (г. Баумгартен). При этом Мингазпром СССР и „Союзгазэкс порт полностью обеспечивали контроль и управление всей це почкой от скважин до пунктов сдачи-приемки газа, а передача газа осуществлялась с территорий других государств (стран членов СЭВ). После развала СССР и СЭВ пункты приемки сдачи газа переместились на внешние (восточные) границы но вых членов ЕС. Это было логичным шагом, поскольку Россия практически не могла осуществлять оперативный контроль над поставками газа вне своих границ – в действительно независи мых странах со своим законодательством.



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.