Методология и практика исследования проблем энергетической безопасности России с выделением роли газовой отрасли (стр. 4 )

Данные табл. 7, рассчитанные в работе, показывают потенциально возможное снижение напряженности в отношении слишком высокой доли газа в балансе КПТ для всех федеральных округов европейской части страны при реализации описываемой траектории.

Таблица 7

Доля газа в структуре потребления КПТ по федеральным округам в 2005 г.
и до 2020 гг. при реализации анализируемой траектории развития ТЭК, %

Федеральный округ	Год
2005	2010	2015	2020
Северо-Западный	78	73	71	66
Центральный	94	89	87	78
Приволжский	95	94	93	76
Южный	94	94	94	84
Уральский	88	80	77	66
Сибирский	22	22	24	24
Дальневосточный	13	14	17	17

Выбранная с позиций минимизации возможных стратегических угроз энергетической безопасности России на перспективу до 2020 г. траектория позволяет реально достичь следующих важнейших моментов:

•  бездефицитность перспективного баланса энергии;

•  уменьшение критической доли доминирования природного газа в стране, в целом, и во всех федеральных округах европейской части страны (рационализация с позиций ЭБ структуры перспективного ТЭБ);

•  более равномерная структура выработки электроэнергии на различных источниках.

Характеристики выбранной траектории развития ТЭК страны до 2020 г. представляют направления (ориентиры) для корректировки различных вариантов развития энергетики страны и регионов с позиций энергетической безопасности.

Величина доли газа в балансе КПТ страны позволяет утверждать, что реализуемость любой траектории развития ТЭК в России в обозримой перспективе в большей мере будет определяться реальными возможностями решения проблем и задач развития газовой отрасли страны.

В шестой главе подробно описаны основные существующие и перспективные проблемы газовой отрасли и также показано, что для огромной территории России и географической структуре распределения потребления и добычи газа крайне важную роль играет газотранспортная сеть (ГТС). В то же время основные магистральные газопроводы страны значительно изношены и требуют постоянной реконструкции. Срок эксплуатации 20% газопроводов – от 15 до 20 лет, 21% - от 20 до 25 лет, 23% - от 25 до 35 лет, 18% - более 35 лет.

Дефицит инвестиций и соответствующий износ оборудования жестко сказывается на реконструкции ГТС. Сегодня приходится говорить об угрожающем снижении технически возможной производительности (ТВП) системы, т. к. в предыдущие годы затраты на их реконструкцию не превышали 20-30 % от требуемых. Необходимость резкого увеличения затрат на реконструкцию ГТС очевидна, это подтверждает ситуация гг., когда по причине дефицита ТВП были ограничены возможности перераспределения потоков газа для ремонта отдельных участков газопроводов. В начале 2006 г. ситуация была усугублена сильными морозами и соответственно ростом потребления газа в европейской части России. По данным информационного агентства «РИА ТЭК» суточная подача газа предприятиям РАО ЕЭС, которая должна была составлять в этот период 315,4 млрд. м3 была сокращена в среднем на 23%. При этом пострадали больше всего Каширская и Рязанская ГРЭС, Петербургская и Воронежская генерирующие компании. В этот период они вынуждены были использовать резервное топливо – в основном топочный мазут. Московская энергосистема снизила долю газа в структуре потребления КПТ с 90% до 50%. Кроме российских потребителей были ограничены суточные поставки газа и в страны – импортеры. Так поставки российского газа в Венгрию были снижены на 20%, в Сербию – на 25%, в Италию – на 5%. Ключевую роль в невозможности подачи потребителям увеличенных объемов газа в период значительного похолодания сыграло не просто отсутствие резервов пропускной способности ГТС, но и явный дефицит ТВП, не позволяющий производить серьезных маневров с целью максимизации пропускаемых объемов газа по сети в условиях чрезвычайных ситуаций.

Анализ ситуации с финансированием программ реконструкции ГТС показывает, что до гг. лимитирующим фактором по объемам добычи газа в НПТР станет величина ТВП ГТС и для выхода на соразмерность объемов добычи газа в НПТР и величины ТВП ГТС необходимо, по крайней мере в этот период, сделать сопоставимыми инвестиции на объекты добычи в НПТР и на реконструкцию ГТС, резко увеличив затраты на реконструкцию.

Ситуация с возможными ограничениями топливо - и энергоснабжения потребителей прежде всего европейских регионов России по причине ограничения ТВП ГТС осложняется и наличием в системе более 20 значительных по потокам газа важнейших пересечений газопроводных коридоров. В результате итерационных исследований на имитационных потоковых моделях в работе выделены регионы, в которых дефицит газа будет ощущаться в большинстве случаев реализации крупных аварий в ГТС, табл. 8.

Среди основных мер по повышению структурной устойчивости работы ГТС необходимо рассматривать преодоление тенденций отставания темпов замены ОПФ в ГТС от темпов износа ОПФ (техническое перевооружение линейной части, КС); разукрупнение мощностей (снижение числа ниток в одном коридоре и снижение концентрации мощностей КС); рациональное размещение мощностей ПХГ (в т. ч. пиковых).

Таблица 8

Регионы, в которых возможны наиболее частые недопоставки газа
(в процентах от потребления за время аварии) в случае аварий в ЕСГ

Субъекты РФ	Возможный дефицит газа, %	Повторяемость результатов, %
Северная Осетия	70 - 90	85
Ингушетия	70 – 90	85
Дагестан	70 - 90	80
Санкт-Петербург и Ленинградская область	50 - 70	75
Москва и Московская область	20 – 40	55
Татарстан	40 – 60	55
Калининградская область	70 - 90	50
Костромская область	40 – 60	45
Курская область	70 - 90	40
Белгородская область	70 - 90	40
Липецкая область	70 - 90	20
Тамбовская область	70 - 90	20
Кировская область	70 - 90	20
Ярославская область	70 - 90	20
Пермская область	70 - 90	15
Рязанская область	20 – 40	10
Нижегородская область	20 – 40	10

Важное место в работе посвящено особенностям учета требований ЭБ страны при выходе в новые районы газодобычи, географически удаленные от зоны действия ЕСГ. Показано это на примере Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области с доказанными запасами газа в 2,3 трлн м3 и предполагаемой годовой добычей газа более 30 млрд м3. Обсуждаемые в настоящее время направления использования этого газа: транспорт на тихоокеанское побережье и последующее сжижение для экспорта СПГ; трубопроводный экспорт в Китай и Южную Корею; обеспечение собственных потребностей страны в природном газе (из-за падения добычи газа на крупнейших месторождениях Западной Сибири и отставания в сроках подготовки к освоению запасов газа на полуострове Ямал). В работе показано, что с позиций ЭБ страны в Уральский федеральный округ и далее может подаваться примерно 25 млрд м3/год газа из Иркутской области, высвобождая западно-сибирский газ для европейской части. При этом, при реализации большинства аварий в потенциально опасных местах ЕСГ наибольший положительный эффект от поступления ковыктинского газа будет наблюдаться у потребителей Центрального и Приволжского федеральных округов.

В порядке апробации методики оценки уровня ЭБ субъектов РФ в седьмой главе оценен этот уровень у субъектов РФ на территориях принципиально разных по организации и условиям топливо - и энергоснабжения Северо-Западного и Сибирского федеральных округов (СЗФО и СибФО). СЗФО характеризуется высокой степенью доминирования западно-сибирского газа в балансе КПТ (78%). СибФО, в целом самообеспечен первичными ТЭР и характеризуется значительным доминированием собственных энергетических углей в балансе КПТ (около 72%).

Для анализа уровня ЭБ и формирования его качественной оценки использовались следующие важнейшие индикаторы ЭБ регионального уровня, условно распределенные по отдельным блокам:

1. Блок производственной и ресурсной обеспеченности системы топливо-
и энергоснабжения региона

1.1. Отношение суммарной располагаемой мощности электростанций региона к максимальной электрической нагрузке потребителей на его территории.

1.2. Отношение суммы располагаемой мощности электростанций и пропускной способности межсистемных связей региона с соседними к максимальной электрической нагрузке потребителей на его территории.

1.3. Возможности удовлетворения потребностей в КПТ из собственных источников региона.

2. Блок надежности топливо - и энергоснабжения региона

2.1. Доля доминирующего ресурса в общем потреблении КПТ на территории региона.

2.2. Доля наиболее крупной электростанции в установленной электрической мощности региона.

2.3. Уровень потенциальной обеспеченности спроса на ТЭР в условиях резкого похолодания (10% - й наброс потребления) на территории региона.

3. Блок состояния ОПФ систем энергетики на территории региона

3.1. Степень износа ОПФ энергетического хозяйства региона.

3.2. Отношение среднегодового ввода установленной мощности и реконструкции электростанций региона за предшествующий 5-летний период к установленной мощности региона.

В работе оценены значения важнейших индикаторов ЭБ и получена комплексная оценка уровня ЭБ всех субъектов РФ на территории указанных округов. Здесь же процесс получения этой оценки представлен на примере республики Карелия. Так, по всем вышеперечисленным блокам индикаторов в табл. 9–12 показаны количественные и качественные (полученные при сопоставлении фактических значений индикаторов с их пороговыми значениями) характеристики состояния индикаторов ЭБ на территории республики. При этом в отличие от статистически полученных во всех остальных случаях, значения индикатора 2.3. «Уровень потенциальной обеспеченности спроса на топливо в условиях резкого похолодания (10 % наброс потребления) на территории региона» были рассчитаны на основе модельных исследований с использованием моделей в составе предложенной в работе двухуровневой технологии исследований проблем ЭБ.

В исследованиях было учтено, что республика Карелия относится к группе регионов с холодным климатом (температура наиболее холодной пятидневки на основной территории ниже минус 30°С[1]).

Необеспеченность по ТЭР может сложиться в результате нехватки природного газа из-за большой зависимости от газа всей европейской части страны и удаленности региона от основных газотранспортных коридоров.

Таблица 9

Характеристика состояния индикатора 2.3. «Уровень потенциальной
обеспеченности спроса на топливо в условиях резкого похолодания
(10 % наброс потребления) на территории региона»
на территории республики Карелия

Год	Текущее значение	Пороговые значения	Текущее состояние
Предкризисное (ПК)	Кризисное (К)
%
2001	92	гр. 3	К
2002	92	100	< 100	К
2003	91	К
2004	91	К
2005	91	К

Расчетные дефициты КПТ отчасти обусловлены высокой стоимостью и недостаточными возможностями дополнительной поставки топочного мазута в случае резких похолоданий.

Ситуация в Карелии по данному индикатору может быть оценена, как кризисная.

Таблица 10

Характеристика состояния индикаторов блока производственной и ресурсной обеспеченности системы
топливо - и энергоснабжения на территории республики Карелия[2]

Год

1.1. Отношение суммарной располагаемой мощности электростанций региона к максимальной электрической нагрузке потребителей на его территории

1.2. Отношение суммы располагаемой мощности электростанций и пропускной способности межсистемных связей региона с соседними к максимальной электрической нагрузке потребителей на его территории

1.3. Возможности удовлетворения потребностей в КПТ из собственных источников региона

Текущее значение

Группа

Текущее состояние

Текущее значение

Группа

Текущее состояние

Текущее значение

Группа

Текущее состояние

Пороговые значения

Пороговые значения

Пороговые значения

Предкризисное (ПК)

Кризисное (К)

Предкризисное (ПК)

Кризисное (К)

Предкризисное (ПК)

Кризисное (К)

доли единицы

доли единицы

%

2001

0,99

гр. 1

Н

6,16

все регионы

Н

1,69

гр. 2

К

2002

0,97

0,5

0,3

Н

6,04

1,5

1,2

Н

2,14

60

40

К

2003

0,94

Н

5,88

Н

2,61

К

2004

0,93

Н

5,80

Н

4,50

К

2005

0,87

Н

5,44

Н

5,24

К

Таблица 11