Методология и практика исследования проблем энергетической безопасности России с выделением роли газовой отрасли (стр. 3 )

1	2	3	4	5
АИТ	3	6	12	22 - 24
ВЭР	72	80 - 85	90 - 94	9
ВВЭ	3	4	7	10

Таблица 3

Фактические (2005 г.) и перспективные
внутренние потребности страны в отдельных видах ТЭР

Год
2005	2010	2015	2020
Электроэнергия, млрд кВтч
936	1040	1160	1290
Уголь*, млн т
167,4	180	200	225
Газ, млрд м3
396,7	410	410	400
Топочный мазут, млн т
20	17	15	12

* без коксующегося угля

При определении структуры потребления первичных ТЭР в стране на ближнесрочную перспективу (для 2010 и даже для 2015 гг.) есть смысл придерживаться ныне сложившихся соотношений в потреблении отдельных видов первичных ТЭР, т. к. структура эта изменяется достаточно медленно. Прежде чем изменять ее, вводя новые виды оборудования, необходимо определиться с рациональными с позиций ЭБ объемами использования различных видов первичных ТЭР. Понятно, что кроме тех объемов первичных ТЭР, которые будут использоваться для получения электроэнергии и тепла, необходимо учитывать и их объемы, непосредственно используемые у потребителей.

Какой же должна быть перспективная структура потребления первичных ТЭР с позиций требований обеспечения энергетической безопасности страны?

Фактически в 2005 г. удельные расходы условного топлива составили: на выработку электроэнергии – 335 г у. т./кВт. ч; на производство централизованного тепла – 168 кг у. т./Гкал.

Если основываться на ориентирах Энергетической стратегии России до 2020 г., то удельный расход условного топлива на производство электроэнергии в 2020 г. должен составить порядка 280 г у. т./кВт. ч, соответственно удельный расход условного топлива на производство тепла может составить, примерно, 160 кг у. т./Гкал. Представленная в табл. 2 потребность в тепле, вырабатываемом на ТЭЦ и котельных, может составить ориентировочно 1500–1575 млн. Гкал; а потребность в электроэнергии, вырабатываемой тепловыми электростанциями - 700 – 850 млрд. кВтч. Соответственно необходимое количество первичных ТЭР для производства электроэнергии и тепла на тепловых электростанциях и котельных в 2020 г. может составить величины, показанные в табл. 4.

Таблица 4

Расчет необходимого количества первичных ТЭР для производства

электроэнергии и тепла на тепловых электростанциях и котельных в 2020 г.

Вид конечной энергии	Требуемая выработка	Удельный расход условного топлива	Необходимое количество первичных ТЭР, млн. т у. т.
Электроэнергия, млрд. кВтч.	700–850	280 г у. т./кВтч.	200–240
Тепловая энергия, млн. Гкал.		160 кг у. т./Гкал	240–250
		Итого:	440 – 490

При этом в 2005 г. из 397 млрд. м3 природного газа, использованного внутри страны было потреблено на производство электроэнергии и тепла 243 млрд. м3 или 61 %, остальные 39 % были использованы населением и в других видах промышленности. Примерно то же долевое отношение сохранялось последние годы. При сохранении этого соотношения к 2020 г. согласно табл. 3, помимо нужд централизованного производства электроэнергии и тепла, внутреннюю потребность страны в газе можно будет оценить примерно в 160 млрд. м3.

Сопоставление возможностей по поставке на внутренний рынок газа и угля (при сохранении экспортных обязательств) и потребностей в них на перспективу до 2020 г. позволяет сделать следующий вывод: потребность 2020 г. в первичных ТЭР на производство централизованных электроэнергии и тепла в 440–490 млн. т у. т. можно удовлетворить, исходя из способностей газовой отрасли выделить на это от 100 до 290 млн т у. т. и угольной – от 150 до 210 млн т у. т.

Понятно, что суммарные объемы производства энергоресурсов формируются из возможностей отдельных округов, где перспективное развитие энергетических отраслей задано диапазонами значений (максимальным и минимальным).

В результате комбинирования различных состояний энергетики по семи федеральным округам может быть получен граф развития ТЭК страны, состоящий примерно из 20000 состояний на одном временном срезе. На рис. 4 представлен лишь незначительный фрагмент возможного графа развития ТЭК страны с подразделением по федеральным округам и системам энергетики.

Рис. 4. Фрагмент графа возможного развития ТЭК страны

(буквы э/э обозначают отрасль электроэнергетика, при этом а – атомная, г – гидро, т – ТЭЦ, к – КЭС, т/э – теплоэнергетика;

цифры 1 и 2 означают соответственно расчет при минимуме и максимуме заданного диапазона возможностей отрасли в анализируемом году, отсутствие цифр означает однозначность (близость) перспективных экспертных оценок)

В целях смягчения возможных последствий реализации стратегических угроз ЭБ России до 2020 г. в работе сформулированы основные требования к выбираемой траектории развития энергетики с позиций ЭБ:

•  сокращение доли природного газа в ТЭБ (с тем, чтобы максимально сбалансировать ее структуру);

•  связанное с этим же увеличение доли угля в ТЭБ страны;

•  увеличение возможностей получения первичной энергии путем развития атомной энергетики и (где возможно) гидроэнергетики, а также использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии, особенно на территориях изолированных регионов;

•  увеличение эффективности использования первичных ТЭР;

•  обновление морально и физически устаревшего оборудования во всех отраслях ТЭК;

•  повышение энергетической независимости на уровне федеральных округов.

Из всех возможных траекторий развития ТЭК страны, полученных с помощью аппарата, использующего методы комбинаторного моделирования, была выбрана рациональная с позиций ЭБ. Характеризуется эта траектория следующими показателями развития энергетических отраслей, табл. 5, 6.

Анализ результатов расчетов с разбивкой по федеральным округам, что сделано в работе, позволяет представить объемы возможных перспективных дефицитов электроэнергии в Приволжском, Южном и Уральском федеральных округах при использовании ими только собственной электроэнергии, а также пути погашения этих дефицитов и выдачи электроэнергии на экспорт за счет генерирующих мощностей Центрального, Сибирского и Дальневосточного округов. При этом, в целом по стране, по сравнению с верхними границами возможных уровней развития соответствующих генерирующих мощностей (табл. 2), остался неиспользованный запас мощностей прежде всего ТЭЦ и КЭС.

Таблица 5

Баланс электроэнергии в России (с разделением на генерирующие источники)
по опорным годам до 2020 г., млрд кВтч

Год	Потребности	Производство	Баланс	Резерв
Внутренние потребности	Сальдо внешних перетоков РФ	Всего	АЭС	ГЭС	ТЭЦ	КЭС	Всего
2010	1040	18	1058	188	190	366	314	1058	0	12
2015	1160	23	1183	255	202	386	340	1183	0	17
2020	1300	26	1326	297	218	426	385	1326	0	54

Таблица 6

Баланс КПТ в России при реализации выбранной траектории
в 2010, 2015 и 2020 гг. (без учета собственных нужд газовой отрасли),
млн т у. т.

	Расходная часть	Приходная часть	Резерв производства
Внутренние потребности	Экспорт	Всего	Импорт	Производство	Всего
2010 г.
Всего, в т. ч.	647	335	983	61	922	983	34
уголь	144	52	196	12	184	196	32
газ	480	245	725	49	676	725	2
топ. мазут	24	38	62	0	62	62	0
2015 г.
Всего, в т. ч.	662	349	1011	68	943	1011	65
уголь	162	53	215	10	205	215	53
газ	480	268	748	57	690	748	12
топ. мазут	20	28	48	0	48	48	0
2020 г.
Всего, в т. ч.	746	385	1130	75	1056	1130	11
уголь	255	54	309	9	300	309	0
газ	474	307	780	66	715	780	11
топ. мазут	17	24	41	0	41	41	0

Анализ данных табл. 6 показывает, что в результате реализации выбранной стратегии развития энергетики в значительной степени должно улучшиться положение с важнейшим индикатором ЭБ – долей доминирующего вида топлива (для России – газа) в структуре потребляемого КПТ. Этот показатель с 77% в 2005 г. должен снизиться до 64% к 2020 г.