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: Монография / 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 Института экономики промышленности НАН Украины, заведующая кафедрой управления производства 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 ресурсов, 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, незначительный уровень использования в Украине таких источников как сжиженный природный газ, сланцевый газ и газ-метан угольных шахт в качестве альтернативы импорту природного газа делает крайне перспективной возможность зарубежных инвестиций в развитие и внедрение технологий их применения. Однако кроме экономических факторов необходимо учитывать и экологические проблемы, вызываемые добычей и потреблением новых энергоресурсов в энергобалансе страны. Рекомендована для широкого круга научных работников и специалистов в сфере международной экономики, 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 4.5. Роль высоких технологий в повышении энергоэффективности Проблема нехватки ископаемых ресурсов в последнее время стала остро интересовать специалистов различного профиля.

Целью данной монографии является анализ возможностей использования альтернативных промышленных технологий замещения природного газа в условиях усиливающегося мирового энерго- и ресурсодефицита.

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

В первом разделе представлен общий анализ состояния мировой энергетики и перспективы развития энергетики Украины. Во втором разделе проанализирован зарубежный опыт получения и применения технологий синтез-газа для нужд промышленности. В третий части исследована возможность использования в Украине сжиженного природного газа, сланцевого газа и газа-метана как альтернатива импорту природного газа. В четвертом разделе проанализированы экологические проблемы, вызываемые добычей и потреблением энергоресурсов.

Книга адресована специалистам, инженерно-техническим и научным работникам, а также аспирантам и студентам старших курсов высших учебных заведений. Надеемся, что соответствующие органы государственной власти примут во внимание указанные предложения. Также считаем, что данная монография будет полезной в работе научных, общественных и экспертных организаций.

Выражаем благодарность за предоставленный материал изданиям «Зеркало недели», «Фокус», информационноаналитическому порталу «УкрРудПром», Национальному экологическому центру Украины, Информационному центру по изменению климата «КлиматИнфо», Информационноаналитическому агентству «Остро», Приазовскому государственному техническому университету и др.

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

Ваши отзывы, рекомендации и замечания присылайте на e-mail [email protected].

РАЗДЕЛ 1. СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ

РАЗВИТИЯ МИРОВОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

1.1. Основные тенденции развития мировой С течением времени состав мировых энергоресурсов меняется под влиянием целого ряда факторов, среди которых следует 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 газа увеличилась почти на 20%. Несмотря на то, что нефть продолжает оставаться основным источником топлива, к 2000 г.

применение природного газа в мировом масштабе практически сравнялось с применением угля, а список энергоносителей пополнился 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 энергоресурсы смогли выйти на рынок и вытеснить с него традиционные энергоносители, требуются значительные капиталовложения и передовые технологии.

Другим важным уроком является связь между ростом численности населения, экономическим прогрессом и объемами, видами используемой в мире энергии. С течением времени увеличение численности населения обуславливает экономический прогресс, сопровождающийся стремлением к улучшению качества жизни, что приводит к росту энергопотребления. Изучение этих предпосылок обеспечивает более точные прогнозы будущего спроса на энергоносители [56].

Рис. 1.1.2. Мировая экономика и энергетика в прогнозе до 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, характеризующегося подъемами и спадами, в перспективе десятилетий в масштабе всего мира наблюдается ее на удивление стабильный подъем [56].

Рост численности населения и развитие экономики обусловят увеличение мирового спроса на энергоносители в среднем 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 примерно 1,5 млрд. человек в мире по-прежнему не имеют доступа к надежным источникам электроэнергии. Во всех странах независимо от региона вместе с экономическим ростом наблюдаются устойчивое расширение доступа к источникам электроэнергии и рост ее использования.

Рис. 1.1.4. Рост мирового спроса на энергоносители Сегодня в развивающихся странах уровень потребления электроэнергии на душу населения соответствует лишь небольшой доле этого показателя в развитых странах. В период до 2030 г. предполагается значительный рост потребления электроэнергии миллиардами жителей развивающихся стран.

В соответствии с данным прогнозом потребление электроэнергии – крупнейший и наиболее динамично развивающийся сегмент глобального энергетического спроса, и к 2030 г. его доля 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 сравнению с 2005 г. возрастет более чем на 75%. В отличие от транспортного сектора, спрос на электроэнергию будет удовлетворяться за счет разнообразного набора источников энергии.

Азиатско-Тихоокеанский Россия\Прикаспийский регион 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 будет наибольшей, что обуславливается экономическим подъемом в Азиатско-Тихоокеанском регионе, особенно в Китае. Однако потребление всех прочих видов топлива, за исключением нефти, будет расти быстрее. Например, предполагается, что потребление природного газа к 2030 г. достигнет 35 млн.

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

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

На сегодняшний день наиболее высокий уровень спроса на топливо для производства электроэнергии отмечается в США, и лишь несколько более низкий – в Китае. Однако к 2030 г. подъем экономики Китая и увеличение численности населения обусловит 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.

Тихоокеанский, 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 достаточно продолжительного времени: при современной динамике потребления их хватит примерно на 200 лет.

Самые большие запасы угля сосредоточены в АзиатскоТихоокеанском 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 экономики 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 крупнейшим 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 производство 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 увеличиваться на в 2,3% в год и к 2030 г. достигнет 20 млн. барр./сут.

Уголь останется основным источником топлива для электроэнергетических нужд в государстве (почти 75%). При наличии крупных угольных запасов, обеспечивающих стране стабильный источник энергоснабжения, и при условии отсутствия значительных 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 снижением 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 использование будет расширяться. Более широко будет применяться энергия 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 умеренный. Хотя общий спрос на электроэнергию в США в 2030 г. будет 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 развитых странах будут приняты жесткие меры контроля выброса углеродов для сдерживания выбросов парниковых газов. В зависимости от характера таких мер стоимость производства 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 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 существенно 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 топлива для производства электроэнергии будет обусловлен ограничениями 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 преимущественно увеличением долей природного газа и атомного топлива.

Доля возобновляемых источников энергии – воды, ветра и биомассы – на общем фоне значительно возрастет. Обратная картина будет наблюдаться в Китае, где в отсутствие прямых затрат на выбросы уголь будет по-прежнему играть ведущую роль в энергетике, хотя при этом быстрыми темпами будет развиваться использование возобновляемых источников энергии.

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

В настоящее время в США действуют 104 реактора общей мощностью порядка 100 ГВт, хотя за последние 10 лет не построено ни одной новой станции. Новые атомные станции начнут вводиться в эксплуатацию примерно в 2015 г. К 2030 г. прогнозируется 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 более медленный рост по сравнению с США, и суммарная мощность всех станций увеличится приблизительно с 135 ГВт до примерно 165 ГВт. Рост спроса в Китае на период до 2030 г. составит 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 продолжает 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. составит приблизительно 62 млн. барр./сут., даже несмотря на значительное повышение энергоэффективности транспортных средств во всем мире. Как и в случае с выработкой электроэнергии, практически весь прирост спроса придется на долю развивающихся стран. Рост спроса в промышленном и жилищнокоммунальном секторах будет происходить относительно медленнее. В промышленном секторе он увеличится на 28% (составит порядка 85 млн. барр./сут.), а в жилищно-коммунальном – на 10% (составит 40 млн. барр./сут.). В целом на период 2005гг. предполагается рост мирового спроса на энергоносители 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 При рассмотрении общемировых показателей становится понятно, что мировой спектр источников энергии весьма разнообразен. В совокупности нефть и природный газ в 2005 г. обеспечили почти 60% мирового спроса. Если к ним добавить уголь, получится, что ископаемые виды топлива удовлетворяют порядка 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 Уровень развития энергетической базы оказывает существенное влияние на состояние экономики в государстве, решение проблем социальной сферы и уровень жизни человека. Рассмотрение развития энергетической базы Украины начнем с анализа стратегии развития нефтегазовой промышленности.

Рис. 1.2.1. Структура потребления первичных энергоресурсов в мире и Украине в 2007 г.

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

Согласно базовому сценарию развития объемы собственной добычи нефти с газовым конденсатом будут расти, достигнув уровня 5,3 млн. тонн / год в 2015 году. В дальнейшем объемы добычи нефти из собственных месторождений стабилизируются на уровне 5,4 млн. тонн / год. Всего за прогнозный период (2006-2030 гг.) будет добыто 133,9 млн. тонн нефти с газовым конденсатом.

Ввиду роста глубины переработки нефти до 85%, планируется 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 запасы, низкую производительность скважин и залегают на значительных глубинах, освоение таких запасов нефти связано с использованием специального оборудования и расходных технологий, что обуславливает высокую стоимость добычи нефти.

Одновременно с развитием собственной нефтедобывающей промышленности, Украина, имея кадровый потенциал соответствующего уровня и финансовые возможности, выгодное территориальное расположение по сравнению со странами, которые обладают значительными запасами нефти на транспортно 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 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 "Нафтогаз Украины" национальной вертикально-интегрированной нефтяной компании, которая будет располагать модернизированными и новыми мощностями, достаточными для переработки объемов нефти собственной добычи и добычи за рубежом.

Технико-экономические показатели проектов добычи нефти НАК "Нафтогаз Украины" за пределами Украины, Показатель Ожидаемая добыча нефти, млн.

тонн Стоимость проекта, млн. USD Общая Денежный поток, млн. USD 705,6 552,9 1690,1 7044, Дисконтированный денежный поток, млн. USD Проблемы добычи газа в Украине связаны с тем, что более 15% запасов газа по критериям уровня истощения запасов, коллекторских характеристик пород, относятся к категории труднодобываемых. Они относятся к низкопроходимым коллекторам, многие залежи пластовые, с высокой литологической неоднородностью как по площади, так и по толщине продуктивных разрезов. Практически все запасы месторождений Прикарпатья сложнодобываемые. Добыча сложнодобываемых запасов газа требует применения специфических, наукоемких и высокозатратных технологий и оборудования.

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

повышение эффективности добычи углеводородов из месторождений, 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 разработку месторождений и прогнозного изменения разведанных запасов углеводородного сырья, рассчитаны объемы добычи газа на прогнозный период (внутренние источники, базовый сценарий).

Рис 1.2.4. Динамика добычи газа в Украине, 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 пессимистическому – 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 будут осуществлять преимущественно отечественные компании.

К работам по геологоразведке и добыче природного газа в глубоководной части шельфа Черного моря будут привлекаться иностранные инвестиции и технологии международных нефтегазовых компаний. Перспективные в экономическом аспекте ресурсы газа, как и нефти, находятся в зоне Ближнего и Среднего Востока, Северной и Центральной Африки. Страны, находящиеся в этих зонах и обладающие значительными запасами углеводородов, как правило, имеют невысокий уровень развития экономики, которая имеет сырьевую направленность и базируется преимущественно на добыче полезных ископаемых. Уровень экономического развития этих стран заставляет их правительства улучшать инвестиционный климат и внедрять программы значительного наращивания добычи нефти и газа, развития соответствующей инфраструктуры. Украинские предприятия, обладая высоким техническим и кадровым потенциалом, могут иметь конкурентные преимущества за счет более низкой себестоимости услуг и работ. Способствовать этому могут традиционно теплые взаимоотношения государств этого региона со странами бывшего СССР, в т.ч. и с Украиной. Ведущую 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, В связи с тем, что в дальнейшем практически весь потенциал 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 первоочередные 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 пределами 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: сопровождаться участием украинских специализированных компаний в реализации проектов модернизации и строительства нефтегазовой инфраструктуры и нефтегазотранспортных систем: поставкой нефтепромышленного оборудования, предоставлением сервисных услуг в нефтегазовой сфере, обменом опытом и специалистами с целью подготовки кадров, предоставлением технически-информационной поддержки. Основным направлением этой деятельности должно стать участие украинских нефтегазодобывающих предприятий в освоении нефтегазовых ресурсов зарубежных стран на основе концессионных соглашений и соглашений о разделе продукции.

Рис. 1.2.6. Прогноз энергоемкости ВВП Украины 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 сценарию, то уже к 2014 году Украина может снизить энергоемкость ВВП до 0,39 кг.у.т / грн. (табл. 1.2.2).

Технико-экономические показатели проектов добычи природного газа НАК "Нафтогаз Украины" за пределами Показатель Ожидаемая добыча газа, Ожидаемая добыча нефти, Общая стоимость проекта, в т.ч. украинского инвестора Денежный поток, млн.

Рассматривая стратегии развития ядерной промышленности, отметим что, к 2030 г. планируется сохранение доли производства электроэнергии АЭС на уровне, достигнутом в 2005 году (то есть, около половины от суммарного годового производства электроэнергии в Украине).

Такое решение обосновывается, в первую очередь, наличием собственных сырьевых ресурсов урана, а также стабильной 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 энергоблоков, 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 ядерных реакторах АЭС Украины. Учитывая удельный вес атомной энергетики в производстве электрической энергии Украины, значительные природные сырьевые запасы, имеющийся промышленный и научно-технический потенциал, с целью уменьшения зависимости от импорта энергоносителей принято решение об организации в Украине собственного производства ядерного топлива для атомных электростанций. Предполагалось:

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

- развитие циркониевого производства в объеме потребностей атомной энергетики Украины и Российской Федерации.

Необходимые инвестиции в развитие ядерной энергетики Украины, 2006-2030 гг. [73] Установленная мощность, Производство э/энергии, ТВт.г (за период) Отпуск э/энергии, ТВт.г (за период) Расходы по направлениям, млн. грн.

Модернизация, реконструкция, повышение 3822 9570 13621 безопасности и КИУМ Продолжение эксплуатации Новое строительство 4525 61955 103024 Организация в Украине производства металлического циркония и комплектующих изделий ТВС в объеме потребностей АЭС Украины. Фактическое финансирование Программы ЯТЦ составило лишь 20% от запланированного объема, поэтому решить определенные Программой задачи не удалось.

В мировой практике существуют три основных пути обеспечения 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 составляющих ядерного топлива связано не только с инженерноэкономическими, но и политическими аспектами. Передача материалов, оборудования, технологий, используемых в ядерной области, осуществляется в рамках международной системы экспортного контроля за оборудованием, материалами и технологиями двойного назначения.

Необходимые инвестиции в развитие атомной промышленности, 2006-2030 гг. [94] Периоды по Среднегодовая сумма капитало- Итого, Государствами, входящими в Группу ядерных поставщиков, практически введен мораторий на передачу оборудования и технологий по обогащению урана. Сейчас рассматриваются предложения о создании международных центров ядерного топливного цикла (ЯТЦ) на основе существующей инфраструктуры 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 услугами других стран, обладающих технологиями по обогащению урана и переработке отработанного ядерного топлива. Существующие возможности и имеющийся рыночный механизм является базисом обеспечения необходимых гарантий поставок для удовлетворения спроса. Стратегия создания в Украине производства ядерного топлива ориентирована на:

Развитие уранового производства для обеспечения потребностей 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 отечественного 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 особенностей, которые обеспечивают конкурентную способность производимого уранового концентрата:

- значительные размеры урановых залежей, что дает возможность применять высокопроизводительные системы добычи;

- 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 благодаря небольшому содержанию урана в рудах.

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

Стратегия развития электроэнергетической отрасли Основой электроэнергетики страны является Объединенная энергетическая система (ОЭС) Украины, которая осуществляет централизованное электроснабжение внутренних потребителей, взаимодействует с энергосистемами сопредельных стран, обеспечивает экспорт, импорт и транзит электроэнергии. Она объединяет энергогенерирующие мощности, распределительные сети регионов Украины, связанные между собой системообразующими линиями электропередачи напряжением 220- кВ. Оперативно-технологическое управление ОЭС, управление режимами энергосистемы, создание условий надежности по параллельной работы с энергосистемами других стран осуществляется централизованно государственным предприятием НЭК "Укрэнерго".

Потребление электроэнергии по базовому сценарию прогнозируется 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, электропотребление которой в 2030 г. оценивается на уровне 169,8 млрд.кВтг (среднегодовой прирост составит 2,4%). За этот период электропотребление в сельском хозяйстве возрастет почти в три раза (с 3,4 до 10,1 млрд.кВтг). Электропотребление в строительстве 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 жилищнокоммунальном 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 расходов электроэнергии на ее транспортировку электрическими сетями (технических и коммерческих) составлял 31,5 млрд.кВтг, или 19,9% от общего отпуска электроэнергии в сеть. Внедрение экономических мер, направленных на стимулирование снижения расходов электроэнергии в электросетях, позволило, начиная с 2002 г., несколько снизить их уровень, прежде всего сверхнормативной составляющей.

Величина технологических расходов электрической энергии 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 государствах с развитой экономикой.

Рис. 1.2.9. Динамика отпуска электроэнергии и ее расходов на транспортировку электрическими сетями Украины, 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 экономию электрической энергии в 2030 году по сравнению с процентом 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: производство 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 электростанциями будут увеличиваться как за счет ввода в эксплуатацию 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 гидроэлектростанциями определены исходя из среднегодовых показателей водности 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 электроэнергии гидроаккумулирующими электростанциями учитывают введение в течение 2007-2010 гг. гидроэнергетических мощностей на Ташлыкской и Днестровской ГАЭС, а в период 2020гг. – на Каневской ГАЭС. В 2005 году объемы производства 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 возобновляемые источники энергии (без учета производства электроэнергии 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, В настоящее время 92,1% энергоблоков ТЭС отработали свой расчетный ресурс (100 тыс. часов), а 63,8% энергоблоков пересекли признанную в мировой энергетической практике границу предельного ресурса и грань физического износа, соответственно 170 тыс. и 200 тыс. часов, и требуют модернизации или замены.

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

К 2030 г. основой электроэнергетической системы Украины продолжат оставаться тепловые электростанции. Особенностью тепловой энергетики является то, что ее работа в течение длительного периода происходит в условиях избытка установленных мощностей энергоблоков ТЭС, что ухудшает их экономические показатели. Поэтому предполагается постепенное снижение избыточных мощностей с приведением их к оптимальной величине в 2015-2017 гг. Решающее значение для тепловой генерации имеет реконструкция и модернизация оборудования ТЭС, которая будет проводиться по следующим направлениям:

1. Из имеющегося оборудования ТЭС выделяется группа энергоблоков (рабочая группа), подлежащих дальнейшей реконструкции, а также остаточная группа, реконструкция которых нецелесообразна. В состав рабочей группы включаются пылеугольные энергоблоки суммарной мощностью 18- млн.кВт и наиболее работоспособные газомазутные энергоблоки 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 генерирующих компаний и подлежат длительной консервации до времени принятия решения по их демонтажу в связи с планируемым 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 осуществляться по ежегодным представлениям генерирующих компаний на основании анализа их фактического состояния и прогнозируемых 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 модернизацию) 3,7 тыс. МВт мощностей пылеугольных энергоблоков.

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

Обеспечить эксплуатацию 23,0 тыс. МВт мощностей ТЭС.

Необходимый объем капиталовложений на 2006-2010 гг. составляет 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 энергоблоков и строительства новых.

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

Необходимый объем капиталовложений на 2011-2020 гг. составляет 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 энергоблоков и строительства новых, в т.ч. вместо снятых с эксплуатации.

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

Необходимый объем капиталовложений на 2021-2030 гг. составляет 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 периодам с определением оптимальных вариантов реконструкции, модернизации, замещения, обновления и нового строительства мощностей с целью оптимизации баланса (списания действующих и ввода новых мощностей) для обеспечения предусмотренных стратегией объемов производства электроэнергии. При этом будут учитываться достижения научно-технического прогресса, опыт других стран по внедрению новейших технологий и технических решений в теплоэнергетике, финансовоэкономическое обоснование вариантов. При выборе площадок для размещения новых ТЭС приоритет будет отдаваться регионам с острым дефицитом генерирующих мощностей.

Комплексная реконструкция угольных электростанций Украины будет осуществляться путем внедрения современных экономических угольных паротурбинных энергоблоков, оснащенных системами снижения выбросов NOх (окислы азота), SO2 (оксид серы) и пыли, парогазовых ТЭЦ с газификацией угля, 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 отрасли необходимо учесть постепенный рост цен на органическое топливо, что обусловлено следующими факторами:

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

рост стоимости угля будет определяться увеличением инвестиционной составляющей в стоимости отечественного угля в связи с обновлением основных фондов отрасли, а также за счет роста составляющей заработной платы в ней. Прогнозируется 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.

К 2030 г. абсолютные затраты органического топлива на ТЭС, ТЭЦ и блок-станциях (с учетом локальных источников) возрастут 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 электрической и тепловой энергии увеличится до 85,1% и, соответственно, на 14,5% уменьшится уровень использования газа [77].

Следовательно, для обеспечения прогнозируемого к году экономического и социального развития страны по базовому сценарию предполагается рост производства электроэнергии 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 соответственно. 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 электроэнергии с 378,9 г у.т./кВтч в 2005 году до 345,7 г у.т./кВтч в снижения затрат электрической энергии на ее транспортировку электрическими сетями с 14,7% в 2005 году до 8,2% в Для производства тепловой энергии будут широко использоваться комбинированное производство тепловой и электрической энергии, возобновляемые и нетрадиционные источники энергии [47].

На первый взгляд, Украина номинально обладает значительными избыточными мощностями для производства электроэнергии. Но неотвратимость исчерпания эксплуатационного ресурса генерирующих мощностей, а также ежегодный рост электропотребления убеждают в необходимости наращивать энергогенерирующую составляющую национальной энергосистемы. При формировании перспективного баланса генерирующих мощностей следует учитывать не только зависимость от топливного и стоимостного балансов, но и маневренные характеристики энергосистемы, а также предусматривать необходимость создания надлежащего резерва мощностей. Последнее особенно актуально для поддержания интеграционного курса Украины на вхождение в наднациональные и общеевропейские энергообъединения. К сожалению, темпы обновления мощностей уже сейчас отстают от задекларированных в той же стратегии [здесь и далее 52].

Учитывая реальное состояние электроэнергетического сектора Украины, а также ознакомившись с несколькими смоделированными вариантами его развития, добавим реалистичности существующим программным и прогнозным документам в энергосфере и приведем показатели базового и альтернативных 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 допущения:

– условия базового сценария достаточно консервативны, не предполагают кардинального изменения технологического устройства экономики и ориентированы на продление сроков эксплуатации действующих мощностей с некоторым улучшением их технических характеристик, что с учетом экономического состояния более вероятно. За счет амортизации и выведения из эксплуатации части старых мощностей допускается некоторая диверсификация энергетических потоков путем внедрения новых либо улучшенных технологий;

Прогноз структуры производства электроэнергии согласно базовому сценарию ИЭПР НАН Украины гия/процесс источники, в т.ч.:

установки – в прогнозном периоде ТЭС будут использовать в основном угольные энерготехнологии. Общая мощность новых энергоблоков составит около 5 ГВт;

– за счет развития большой гидроэнергетики ее установленная мощность может достичь около 7 ГВт, т.е. прирост составит 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, электроэнергетики на биомассе – не более 100 МВт, геотермальных установок для производства электроэнергии – не более 200 МВт.

Но даже с учетом консервативности исходных предпосылок базового сценария можно говорить лишь о несколько большей степени реалистичности его реализации. Весьма противоречивы и неиспробованы необходимые системные механизмы и стимулы, особенно либеральные, рыночные.

Опыт США и стран ЕС свидетельствует, что либерализация электроэнергетических рынков не предполагает четких параметров по оптимальному количеству и структуре энергогенерирующих 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 усложнение режимов энергоснабжения и энергопотребления не способствуют притоку инвестиций до необходимого уровня. Во многих европейских странах возникли сложности с инвестициями, прежде всего для создания резерва мощности. В докризисный период в Испании, вопреки общему росту установленной мощности на 8%, реальный резерв уменьшился на 4%. Великобритания нарастила мощности на 13%, что позволило увеличить резерв только на 1%, а Ирландия – на 36 и 21%, соответственно. В результате в странах Европы разница между фактическими и нормативными резервами мощности может сократиться до 15% от нормативных, а общий дефицит достичь 6, ГВт, что увеличит потребности в импорте электроэнергии.

Интеграционные стремления и амбициозные планы Украины обязывают учитывать мировую практику. Для нас привычна государственная монополия, а в условиях либерализации энергетических рынков и передачи большинства энергоактивов в частную собственность регуляторная роль государства ослабевает. Контроль за эффективностью и надежностью их функционирования постепенно переходит к неправительственным организациям.

Примером этого является создание Европейского энергетического сообщества, сформированного на основе субъектов рынков электроэнергии и газа стран Юго-Восточной Европы. Его цель – увеличение инвестиций в энергомощности, повышение надежности энергопоставок посредством внедрения норм и стандартов энергополитики ЕС. С другой стороны, эффект «пула» (перераспределение нагрузок между энергосистемами стран-членов сообщества и сглаживание пиковых нагрузок) позволяет снизить потребность в инвестициях в секторе производства и передачи электроэнергии. Согласно «Исследованию инвестиций в энергогенерацию», проведенному Всемирным банком, подобный эффект к 2018 году может составить 3 млрд. долл.

Другой пример. В 2008 году по поручению 42 компанийоператоров 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 электроэнергии в сфере технического развития, координация систем управления и согласованности концепций деятельности операторов сетей, устранение технических проблем, обеспечение надежного функционирования электросетей.

Безусловно, вступление Украины в Европейское энергетическое сообщество и курс на присоединение к ENTSO-E повысит эффективность и надежность функционирования отечественных энергорынков. Благоприятные перемены ожидаются в результате внедрения более прозрачных и совершенных правил игры, повышения эффективности работы и инвестиционной привлекательности субъектов рыночной деятельности, открытия европейского рынка электроэнергии для импорта дополнительных объемов электроэнергии.

В условиях задекларированного разгосударствления топливно-энергетического комплекса выбор энерготехнологий в Украине будет определяться экономической целесообразностью, технической возможностью и экологическими требованиями. Экономическая целесообразность просчитывается путем сравнения удельных капитальных и эксплуатационных затрат, затрат на топливо и резервирование, а также стоимости обеспечения экологических требований.

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

Так, рынок квот выбросов парниковых газов в Украине пока существенно не влияет на тенденции развития электроэнергетики, в то время как в странах ОЭСР это один из мощных стимулов 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 международные объединения в энергосфере, особенно с учетом готовящегося плана имплементации Директивы 2001/77/ЕС о содействии использованию энергии, произведенной из возобновляемых источников, на внутреннем рынке электроэнергии, а также обязательства по имплементации до 2018 года Директивы 2001/80/ЕС об установлении предельного уровня выбросов некоторых загрязняющих веществ в атмосферу крупными установками сжигания, непосредственно касающейся тепловой энергетики.

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

Сравним стоимостные характеристики энергогенерирующих технологий (табл. 1.2.6). Сравнение капитальных затрат и себестоимости электроэнергии при современных ценах на топливо позволяет сделать вывод, что среди традиционных энерготехнологий наиболее перспективными являются экологически чистые угольные и газотурбинные технологии с высокими маневренными характеристиками. Также оправдывают себя мероприятия, направленные на продление эксплуатации АЭС и повышение энергоэффективности. Оценивая стоимость электроэнергии атомных электростанций, важно учитывать значительные затраты на выведение их из эксплуатации.

Стоимостные характеристики электроэнергии из некоторых возобновляемых источников (электростанции на биомассе, ветровые электростанции (ВЭС) и малые ГЭС) соизмеримы с установками для традиционной электроэнергетики. Также необходимо учесть, что подавляющее большинство нетрадиционных энерготехнологий на начальном этапе своего развития весьма затратны. По мнению экспертов и с учетом зарубежного опыта, до 2020 г. вполне возможно достичь величины капитальных затрат на киловатт мощности солнечных электростанций в 1000 долл.

Ориентировочная стоимость новых мощностей и себестоимость электроэнергии 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 давлением) 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 кислороде Гибридные ТЭС на основе сочетания ПГУ и 1200 5, высокотемпературных твердооксидных топливных 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- Электростанции на возобновляемых источниках:

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

Стоимостные характеристики замещаемой электроэнергии убеждают в конкурентоспособности этого сегмента производства энергии по сравнению с внедрением новых технологий энергопроизводства. Важно отметить, что наряду с общей тенденцией уменьшения энергоемкости экономики Украины эффективность преобразования первичной энергии (в том числе производства электрической и тепловой энергии) растет медленнее, чем эффективность ее потребления. А ведь в условиях роста цен на импортируемые энергоресурсы и усиления экстенсивного компонента сырьевой базы ТЭК, при низкой эффективности использования энергоресурсов во всех звеньях энергетической цепочки, инвестиции в энергопроизводство будут обеспечивать 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 привлекательность проектов в сфере энергоэффективности зачастую выше, чем в сфере энергогенерации. Даже в России (где при наличии собственной сырьевой базы ТЭК – на инвестиционном поле пока все наоборот) сделана ставка на энергоэффективность. В частности, в проекте концепции комплексного энергетического развития до 2020 года, разработанном ОАО «ВНИПИэнергопром» потенциал высвобождаемой в результате экономии пиковой 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 суммарной мощностью 30 ГВт.

Как правило, освоение возобновляемых источников энергии продвигается за счет инвестиционных средств частного капитала, но требует и государственной поддержки. В Украине это подтверждается динамикой количества предприятий, получивших разрешение на использование «зеленого» тарифа в Украине (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 возобновляемых источников. Так, для энергии из биомассы на февраль 2011 года установлена ставка в размере 1,35 грн./кВт•час при ориентировочной себестоимости 0,59 грн./кВт•час, для малых ГЭС – 0,84 и 0,47 грн./кВт•час, соответственно. А для солнечной и ветровой электроэнергии создана зеленая улица: установлены тарифы в размере 5,05 и 1,23 грн./кВт•час при ориентировочной себестоимости 1,18 и 0,38 грн./кВт•час (соответственно, дают ощутимый стимул для развития этих видов энергопроизводства). В то же время нет отдельной категории «зеленого» тарифа для электроэнергии из биогаза. Согласно действующему законодательству Украины, биогаз к биомассе не относится, хотя во многих странах (в частности, в Японии и Германии) такому виду энергетики предоставляются преференции.

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

Авторами применены следующие основные сценарные допущения: установленная мощность малых ГЭС в Украине не превысит 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 производства электроэнергии составит около 5 млрд. кВт•час.

В соответствии с альтернативным сценарием развития доля возобновляемых источников, учитывая малые ГЭС, в производстве электроэнергии к 2030 году составит 6,7% (для сравнения: по базовому сценарию – 1,4%, базовому сценарию стратегии – 0,5%).

Роль электроэнергии, произведенной с использованием возобновляемых источников энергии, двояка. Например, электроэнергию ВЭС или малых ГЭС можно успешно продавать в сеть. А использование энергии биомассы и энергии солнца более 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.

Прогноз структуры энергогенерации в Украине (альтернативный сценарий ИЭПР НАН Украины), % Технология/процесс 2005* 2009* 2012 2015 2018 2024 2027 Возобновляемые источники, в т.ч.:

Электростанции на биомассе Геотермальные установки * фактически Таким образом, приходим к выводу, что в Украине пока нет оснований рассматривать нетрадиционные и возобновляемые источники энергии как существенную замену традиционным источникам энергии в электроэнергетическом балансе страны. Вместе с тем имеет смысл поддерживать и стимулировать использование такой энергии на региональном уровне, учитывая территориальные особенности и наличие местных ресурсов. Такое целенаправленное развитие региональной энергетики, 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 отрасли 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 добычу, подготовку и транспортировку газа) плюс налоги и приемлемую норму прибыли. Кроме того, следует отметить, что американский 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 месторождения Гронинген (в связи с чем и получила название „гронингенская модель ценообразования, или ГМЦ). В 1962 году министр экономики Нидерландов г-н де Поуз представил парламенту страны новую модель энергетической политики для получения максимальной долгосрочной ренты при освоении месторождения Гронинген, требующего огромных капиталовложений. Модель предусматривала новый принцип ценообразования на газ, базирующийся на стоимости замещения газа альтернативными энергоносителями у потребителя („на горелке), 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 формуле ценообразования на газ с весовой долей, соответственно, 35и 52-55%. Суммарная доля этих энергоносителей отличается, например, для норвежских (87%) и российских (92%) контрактов. Кроме названных энергоносителей, в формулу цены могут включаться стоимости и других, конкурирующих (на региональных рынках) с газом энергоносителей: угля, электроэнергии (гидро-, тепло-, био-, атомной, ветровой, солнечной), сжиженного природного газа (СПГ); а также учитываться спотовые 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 доли и цен энергоносителей, составляющих энергобаланс европейских стран.

В-третьих, наличие минимальных обязательств по оплате законтрактованных объемов газа – принцип „бери или плати (take or pay, БИП), предусматривающий перенесение обязанности 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 стоимость 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 конечного назначения газа. Это требование, фактически запрещавшее реэкспорт газа, в течение последних нескольких лет из большинства 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 гронингенской модели ДЭГК, в том числе предлагается отказ от сегодняшних формул привязки цен газа к ценам нефтепродуктов (и/или других альтернативных энергоресурсов) и переход к привязке к котировкам на газ на ликвидных рыночных площадках или к биржевым котировкам. Для континентальной Европы – это котировки Национальной точки балансирования (условный 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 принципиальное значение.

Под силой аргументов – трансформация европейских газовых контрактов – Европейский Союз, а также Турция за последние два года существенно сократили потребление природного газа. Это происходило не только в рамках минимальных контрактных обязательств по отбору объемов газа в соответствии с обусловленным принципом БИП. В среднем в своих контрактах „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: экономический 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 потребление на 6,3%). Второй шаг: потребители российского газа из ЕС и Турции выставили „Газпрому пакет следующих основных требований по изменению контрактов. Во-первых, снизить обязательства импортеров по минимальным объемам отбора газа (БИП) либо не применять к ним штрафные санкции. Вовторых, пересмотреть формулу ценообразования путем включения в нее механизма учета спотовых цен на газ. Следует отметить, 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 (прямое 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).

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%);

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 спотовым ценам европейских газовых центров; дополнительное 5. Пересчет базовой цены в Wingas формуле 6. Прямое снижение цены газа Botas 7. Возможность варьирования E.ON Ruhrgas, ENI объемами импорта газа в течение 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 3в Болгарии были снижены цены на тепловую энергию на 4,6-5,7%) [7].

В то же время процесс трансформации контрактов европейских компаний с „Газпромом не завершен. Не все компании 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 контрактах в 2009-м составляла около 8%, то по итогам 2010-го она как минимум удвоилась. Европейские энергетические компании получили серьезные уступки вследствие значительных изменений на газовом рынке и желания экспортеров сохранить свои рынки, а не в обмен на какие-либо политические или экономические уступки. В процессе жестких и продолжительных переговоров использовались в основном юридические аргументы, заложенные в контрактах с „Газпромом. Также, безусловно, применялись рыночные рычаги давления – альтернативные предложения газа. Рост конкуренции на газовом рынке ЕС, как ожидается, приведет к дальнейшим уступкам потребителям российского газа в Европе [11].

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

Добытый, но не доставленный потребителю газ не является товаром. Поэтому добыча и транспортировка газа не только связаны одной цепочкой, но и предусматривают равную ответственность 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, Украина и Беларусь, по известным причинам не смогли обеспечить свои интересы в цепочке „добыча – транзит – потребление наравне с другими ее участниками – ЕС (как потребитель) и РФ („Газпром как производитель и поставщик). Беларусь заставила 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 Минску сохранение транзитных объемов российского газа. Стремление 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 потока. Учитывая, что белорусская ГТС наполовину принадлежит „Газпрому, можно ожидать, что наибольшее сокращение объемов транзита (при двух обходных газопроводах) ожидает именно украинскую ГТС.

Цена, долл/м Рис. 1.3.1. Стоимость импортного газа на границе Украины, * 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 торможения „Южного потока. При этом даже реальное юридическое выделение газотранспортного предприятия из НАК „Нафтогаз Украины (в соответствии с Договором об основании Энергетического сообщества, или ДОЭС) не исчерпает конфликтный транзитный потенциал.

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

На сегодняшний день „газовые границы ЕС с „Газпромом остановились на западных рубежах стран-транзитеров из СНГ (Украины и Беларуси). Другими словами, на европейской газовой карте такие важнейшие участники цепочки „добыча – транзит – потребление, как транзитные страны Украина и Беларусь, отсутствуют. У них нет прямых транзитных контрактов с энергетическими компаниями из ЕС и юридически они не несут перед Европой ответственности за бесперебойный транзит российского газа. К сожалению, это зафиксировано не только в украинско-российских и белорусско-российских контрактах, но и в контрактах энергокомпаний из ЕС с „Газпромэкспортом.

В ближайшее время перенести пункты приемки-сдачи газа на восточные границы ЕС не представляется возможным. Однако необходимо готовить решение этого вопроса с привлечением Еврокомиссии до истечения сроков действующих газовых контрактов. И положительное его решение повысит ответственность (юридическую и финансовую) стран-транзитеров перед партнерами – производителями и потребителями газа. Создание СП с участием европейской компании может ускорить этот процесс, интегрируя транзитную сферу Украины в европейскую систему.

„Прогазпромовские эксперты опубликовали множество статей о вреде экспорта законодательства ЕС в третьи страны, в том числе и через механизм ДОЭС. Так какое зло распространяет Еврокомиссия посредством экспорта законодательства ЕС и чего же опасается „Газпром?

Что касается Украины, то это распространение на нее действия Третьего энергетического пакета (ТЭП) и, в первую очередь, Директивы 2009/73/ЕС. В частности, это положения о реальном разделении добычи, транспортировки и дистрибуции газа; обязательном доступе третьих сторон; прозрачности работы газовых компаний и многие другие элементы повышения конкуренции и эффективности газового сектора.

Особые опасения у „Газпрома вызывает то, что положение статьи 41.4 (d) Директивы 2009/73/ЕС, распространяющееся на третьи страны, может быть реально применено и к нему. А в статье говорится о том, что оператор газотранспортной системы или вертикально интегрированная компания, принадлежащие третьим странам (вне ЕС) и не выполняющие требований этой директивы, могут быть оштрафованы на сумму до 10% от ежегодного оборота оператора газотранспортной системы.

В ДОЭС нет ни слова о ТЭП, что нетрудно заметить при его внимательном прочтении. Вместе с тем общие обязательства Украины перед ЕС по адаптации европейского законодательства требуют в дальнейшем имплементации и Третьего энергетического пакета.

Таким образом, Евросоюз предлагает странам, которые намерены стать членами ЕС, те правила игры, по которым играет он сам. Это же предлагается и энергетическим компаниям из третьих стран, желающим войти в газовый рынок Евросоюза.

Россия, в свою очередь, предлагает экспорт своей монополии: неадекватные экономические предложения и политические цены на газ для стран СНГ, завышенные цены для новых странчленов ЕС и в целом крайне жесткие правила игры, несогласие с которыми карается перекрытием газового вентиля и политическим противостоянием.

Можно считать „апрельские тезисы (2010 года) премьерминистра В.Путина об объединении энергетических секторов двух стран фальстартом предвыборной кампании кандидата в президенты РФ. Но в ЕС, и в Украине это восприняли очень серьезно. Данное предложение и является высшей степенью экспорта российской монополии, неприемлемого для любой власти.

Выбор из двух политических предложений об интеграции для Украины очевиден – это ЕС. Однако игнорирование интересов монопольного поставщика газа при „энергоинтеграции“ чревато новыми газовыми конфликтами и потерей транзита, особенно в условиях нереформированности газового сектора.

В украинском газовом секторе остаются нерешенными два важнейших вопроса, что способствует возникновению новых газовых конфликтов.

Первый: Украина за весь период независимости так и не диверсифицировала источники поставок газа, оставаясь полностью зависимой от РФ. Даже если в разные периоды времени и осуществлялись поставки газа из Туркменистана (иногда небольшие объемы газа продавал Узбекистан), то всегда среднеазиатский газ транспортировался через территорию России.

Прошло достаточно много времени, пока в Украине поняли, что единственным альтернативным и экономически приемлемым источником поставок газа может быть лишь строительство терминала по приему СПГ. Даже при небольшой мощности такой альтернативный источник газа (5-10 млрд. кубометров в год) создал бы в Украине минимальный рынок импортного газа.

Второй вопрос: Украина так и не реформировала свой газовый сектор. Этот сложнейший вопрос необходимо разбить как минимум на три подвопроса [53].

Во-первых, добыча газа в Украине стагнирует – многие годы незначительно возрастала, а в 2010-м упала на 5,3%. Низкие цены на газ для льготных категорий потребителей (население, бюджетные организации и предприятия теплокоммунэнерго), а также низкие закупочные цены на газ, добываемый украинскими компаниями (в которых доля государства превышает 50%), сдерживают развитие газодобычи в Украине.

Во-вторых, Украина так и не соскочила с газовой „иглы, покупая газа больше всех в Европе и практически не используя возобновляемые и альтернативные источники энергии. Расточительство газа является следствием низкой эффективности его использования, высоких потерь по всей цепочке „добыча – транспортировка – хранение – распределение – использование, несовершенства оборудования, краж газа. Эти и другие проблемы не позволяют кардинально уменьшить потребление газа в целом в экономике.

В-третьих, большинство стран Центральной и Восточной Европы (ЦВЕ) полностью или частично приватизировали свои ГТС. Сейчас этими компаниями владеют или управляют консорциумы, в которые вошли крупнейшие нефтегазовые компании мира. Это позволяет наладить работу по международным стандартам (техническим, экономическим, юридическим, управленческим и др.) и кардинально увеличить эффективность работы по сравнению с постсоветским уровнем.

Вопрос выбора формы международного использования украинской ГТС непрост. Украина не имеет опыта передачи таких крупных объектов в аренду или концессию иностранным компаниям, что чревато подписанием неудачного соглашения.

Исходя из богатого опыта стран ЦВЕ по приватизации ГТС, этот путь и для Украины выглядит логичным. При продаже части украинской ГТС на открытом тендере за государством необходимо было бы оставить контрольный пакет акций (50% + 1 акция), что позволит влиять на принятие важнейших решений по ее работе и развитию. Консорциум компаний, который выиграет конкурс, получит ГТС в управление. Возможно, в консорциум-победитель вошел бы и „Газпром, что было бы выгодно Украине, так как в этом случае он бы не стал строить некоторые обходные газопроводы, например „Южный поток, или уменьшил их мощность.

Приватизация украинской ГТС (с участием „Газпрома) крупнейшими компаниями мира (а это по силам только им, поскольку стоимость ГТС составляет более 15 млрд. долл.) на открытом тендере навсегда бы нивелировала попытки России завладеть ею на неадекватной экономической основе. Понятно, что сейчас Украина к приватизации ГТС не готова. Для этого необходимо изменить законодательство, в т.ч. и относительно запрета на приватизацию ГТС, имплементировать основные директивы ТЭП для газового сектора и регулятора; провести предприватизационную подготовку предприятия „Укртрансгаз, которое управляет ГТС; и главное – реструктуризировать долги и вернуть основную часть кредитов. Все это может занять три-четыре года, так что время для эффективной приватизации уже упущено.

Вместе с тем приватизация части ГТС на открытом конкурсе не гарантирует вхождения в консорциум-победитель российского „Газпрома вследствие проигрыша конкурса или нежелания участвовать в нем из-за дефицита средств или наличия других приоритетов. Такой вариант „энергоинтеграции ГТС может не реализоваться вообще, поскольку у энергокомпаний из ЕС не будет уверенности в перспективах „наполнения трубы.

В этих условиях более надежным вариантом выглядит трехстороннее СП с соответствующим внесением активов.

Вместе с тем Украина не первой реформирует газовый сектор – европейский опыт уже наработал основные направления такого реформирования.

Украина хоть и получила „послабления (снижение цены на 100 долл., неприменение штрафных санкций при недоотборе газа в рамках БИП в 2010-м) в контракте с „Газпромом, но не под влиянием серьезных изменений на газовом рынке Европы, а в обмен на продление базирования Черноморского флота РФ в Крыму. Даже после этого сказать, что в российско-украинских газовых контрактах остались проблемные и невыгодные положения для Украины, – это ничего не сказать. В целом контракт на поставку российского газа в Украину построен на методологической базе, чуждой ее национальному энергорынку, и не отвечает европейской практике контрактирования.

Во-первых, выбранная корзина замещающих энергоносителей (газойль/дизтопливо и мазут) не только не является практической альтернативой природному газу в Украине, но и имеет минимальную долю в украинском энергобалансе. Наиболее логичным было бы включение в эту корзину угля и электроэнергии (всех основных видов).

Во-вторых, отсутствует возможность не только регулярного, но и вообще какого-либо принципиального пересмотра контракта.

В-третьих, после подписания дополнения к контракту оставлены практически односторонние санкции при его невыполнении Украиной.

В-четвертых, четко прописан запрет на так называемый реэкспорт газа. Для покупателей из ЕС этот пункт отменен.

В-пятых, базовая цена газа в формуле (450 долл. за кубометров) делает цену газа для Украины одной из самых высоких в Европе [21].

На практике получается, что контрактные параметры подобраны для условий энергорынка стран Центральной Европы вместо страны-потребителя – Украины. Можно продолжить список несоответствий, но просто добавим, что даже отдельные элементы ценовой формулы в Европе являются предметом специальных переговоров между сторонами контракта.

Так называемая скидка в цене газа для Украины, полученная в результате „харьковских соглашений“, лишь механически и временно приблизила украинскую цену газа к реалиям европейского газового рынка. Одна из основных целей изменения контракта сегодня – это снижение цены на газ. Другие не менее важные цели – его адаптация к современной европейской контрактной практике и к условиям страны-потребителя – Украины.

Изменять контракт с „Газпромом крайне необходимо и в силу следующих соображений. Во-первых, рост экономики Украины в перспективе потребует адекватного увеличения импорта российского газа, а с 2011-го превышение объемов импорта в 40 млрд. кубометров не подпадает под действие „скидки. Вовторых, на период после завершения контракта закладывается „мина – использование его старых базовых элементов, осложненных включением „флотских, в т.ч. и экономических договоренностей. В-третьих, „скидка (отмена экспортной пошлины РФ) регулируется не на двустороннем межгосударственном или хотя бы на хозяйственном уровне, а только одной стороной – правительством РФ.

Таким образом, можно говорить, что именно газовый контракт на сегодняшний день препятствует как созданию СП, так и дальнейшему развитию взаимовыгодного сотрудничества между РФ и Украиной в целом.

РАЗДЕЛ 2. ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ

ПОЛУЧЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ СИНТЕЗ-ГАЗА

2.1. Начало эпохи угля и тенденции развития процесса получения синтез-газа Итак, мы определили важнейшую роль угля в мировом энергообеспечении. Но для оптимального использования угля необходимо знать и учитывать его химическое строение.

Уголь является естественным продуктом, образовавшимся преимущественно из растительного материала. Леса опускались в болота и превращались вначале («биохимическая» фаза) в торф и мягкие бурые угли. Дальнейшее опускание отмерших материалов и покрытие их минеральным слоем привело ко второй («геохимической») фазе обуглероживания – образовывались твердые бурые угли и, наконец, каменные угли различной степени углефикации. Значительное влияние на превращение растительного материала в смесь веществ, которую сегодня называют углем, на биохимической фазе оказали анаэробные микроорганизмы, на геохимической – температура и время.

В настоящее время считается, что в образовании угля принимали участие все растительные элементы, преимущественно целлюлоза и лигнин. Все угли состоят в основном из углерода, водорода и кислорода; присутствуют также небольшие количества азота и серы. Доля углерода увеличивается со степенью углефикации – от ~65% для мягких бурых углей до >91% для антрацитов; соответственно снижается содержание кислорода (от ~30 до 2%) и водорода (от ~8 до 9,8 1-1,5 0,5-1,5 4-8 40-