Состояние и особенности развития традиционной энергетики

Страны, которые сегодня производят более 75 % ВМП, контролируют всего лишь 10 % мировых запасов нефти и газа и их зависимость от импорта этих важнейших энергоресурсов постоянно растет.

Поэтому России, из-за затянувшегося перехода на инновационный путь развития, даже при истощении месторождений нефти и газа придется выполнять принятые на себя обязательства экспортера топлива и возможно ещё долго принимать новые в мировом разделении труда [1].

Мировую экономику не спасает от надвигающегося «энергетического голода» и атомная энергетика.

Сегодня мир буквально завален радиоактивными отходами и отработанным ядерным топливом. И с ними надо что-то делать, если мы не хотим, что бы нас всех погубил радиоактивный потоп. А это может случиться даже если больше не будет ядерных катастроф, подобных Чернобыльской и Фукусима-1.

Каков обычный цикл, скажем, АЭС? Случаются всякие проливы, протечки, заражается спецодежда. В итоге получаем низко- и среднеактивные радиоактивные отходы. Свою активность при захоронении они потеряют лет через триста.

Такие отходы научились перерабатывать. Суть переработки заключается в следующем. Жидкости выпаривают, а сухие остатки можно зацементировать в бетонные блоки, которые затем помещают в хранилища, где они должны пролежать несколько сот лет, пока не потеряют свою активность.

Такие хранилища уже построены. И постепенно заполняются подобными блоками.

Однако, кроме таких отходов, существует ещё и отработанное ядерное топливо. А стержни или капсулы с ним имеют одну неприятную особенность. При работе атомного реактора происходят некоторые ядерные реакции, при которых накапливаются высокоактивные элементы, период полураспада которых может достигать миллионов лет! Вот как с ними-то поступать? Первыми задумались над этой проблемой американцы. И решили создать могильник с гарантией хотя бы на 100000 лет — глядишь, за это время человечество придумает, как быть дальше. Вместить он должен был около 90000 т отработанного топлива. Все, что накопили за полвека атомной энергетики в США.

Подобрали подходящую гору на месте бывшего атомного полигона в Неваде. Гора Яка сложена из крепких силикатных пород, крепка, как сейф.

Однако власти штата все же заподозрили неладное. Посчитали, что соседство с федеральной ядерной свалкой отпугнет денежных гостей Лас-Вегаса. И позволили подвергнуть сомнениям гарантии специалистов, хотя те и заявляли во всеуслышанье: мол, даже за 100000 лет даже капля не просочится из свалки на поверхность!

Проверить истинность таких заявлений пригласили независимых экспертов. Представьте себе — из России. Они то и доказали, что выбранная гора не подходит для размещения могильника. Поскольку даже при нынешних геологических и климатических условиях не гарантирует стопроцентной сохранности отходов. А за 100000 лет и климат и тектоника недр могут измениться до неузнаваемости.

Таким образом, крупнейший федеральный проект США благополучно завис. Тем более, что руководитель одного из наших атомных институтов подсчитал, что в горе Яка, кроме всего прочего, скопилось бы около 1000 т оружейного плутония. И при некотором неблагоприятном стечении обстоятельств мог бы грохнуть взрыв…

А что ядерные отходы иногда имеют свойства взрываться, мы уже убедились на собственном опыте. Когда в районе Челябинска тридцать с лишним лет тому назад грохнуло хранилище жидких радиоактивных отходов. Последствия того взрыва ощущаются и по сей день.

Может быть, поэтому не стали спешить с возведением огромного хранилища высокоактивных отходов в вечномерзлых породах на Новой Земле. Ведь в свете глобального потепления вечная мерзлота на Новой Земле может оказаться отнюдь не вечной. И отходы начнут мигрировать…

В общем, и поныне на всей планете радиоактивные отходы и отработанное ядерное топливо лежат до поры на поверхности или во временных хранилищах. Например, в Швеции их пакуют в контейнеры, которые опускают на дно в специальные камеры, расположенные под землей на глубине 50 м в прибрежной зоне Балтийского моря.

У нас в НПО «Маяк» на Урале действует опытно-производственная линия по упаковке радиоактивных отходов. Выглядит это примерно так. В печи расплавляют стекло. Добавляют внутрь высокоактивные отходы и остужают. Получается полупрозрачные цилиндры, внутри которых зацементированы отходы. Стеклоблоки помещают в металлические контейнеры, которые затем заливают бетоном. А бетонные блоки прячут в землю. Но. Во-первых, технология получается очень дорогой. Во-вторых, к сожалению, не надежной. В США, строительство пробного опытного хранилища обошлось в миллиард долларов. А когда пометили в него первую партию отходов, его вскоре тряхнуло незапланированным землетрясением. И тут же выяснилось, что к конструкции хранилища в первый же год эксплуатации появились непредусмотренные повреждения. Так что о гарантии в 100000 лет говорить не приходится.

Предлагается и разрабатывается много проектов по захоронению отходов, но их надежность нельзя подтвердить экспериментально. Так что воз и ныне там.

Такие же не блестящие дела складываются в российском топливно-энергетическом комплексе (ТЭК), только в других сферах [2].

Средний удельный расход топлива на выработку электроэнергии в России оценивается приблизительно в 335 г на кВт∙ч, а в Европе он составляет 210 – 250. Из-за этого в России ежегодно дополнительно сжигается 40 млрд м³ природного газа. Среднее значение КПД ТЭС у нас составляет 39 %, а в развитых странах — 45 %; КПД российских и зарубежных ТЭС на угле составляет 34 % и 47 % соответственно. Нефте-и газодобывающую отрасли России уже к 2013 г. ожидает кризис: за последние 10 лет «недоразведоно» около 2,5 трлн м³ газа и более 1 млрд т нефти.

В мире на 1 $ ВВП тратится 0,46 кВт∙ч электроэнергии, в США — 0,52, а в России — 4,7 кВт∙ч, что более чем в 10 раз превышает средний мировой уровень.

Состояние и технико-экономические особенности ТЭК характеризуются также следующими данными:

• добыча газа в России уже несколько лет находится на стабильном уровне 560 млрд м³. Месторождение в Ямбурге, Надыме и Уренгое уже выработали свой ресурс, и вот-вот начнется падение добычи. При этом новые месторождения на Ямале даже не осваиваются;

• решение российского правительства предполагало рост цен на газ внутри страны на 25 % в 2008 году, на 20,3 % в 2009 году и на 28 % в 2010 году. После 2010 года госрегулирование в области ценообразования газа, электричества, перекачки нефти и железнодорожных перевозках должно быть отменено (докризисное решение);

• для среднеазиатских производителей газа ЕС лоббирует строительство газопровода Nabucco по дну Каспия и далее в Европу. Покупать у них газ они обещают уже по 400 $ за 1000 м³ [3];

• в прогнозе социально-экономического развития России на период до 2010 года, распространенном Минэкономразвития и торговли РФ в апреле 2007 г., говорится: регулируемые тарифы на электроэнергию будут увеличены в 2008 г. на 12 %, в 2009 г. — до 12,5 %, а в 2010 г. — 13,5 %.

Из всей потребляемой в быту энергии львиная доля — 79 % идет на отопление помещений, 15 % энергии расходуется на тепловые процессы (нагрев воды, приготовление пищи и т.д.), 5 % энергии потребляет электрическая бытовая техника и 1 % расходуется на освещение радио и телевизионную технику.

Несмотря на невысокую стоимость угля, его использование на ТЭС не всегда приносит ожидаемый экономический эффект, поскольку эффективность сжигания зависит от целого ряда условий. Сжигание в топке котла, получение пара, который вращает генератор мощной турбины, передающей энергию, — эта хорошо известная система содержит целый букет вспомогательных узлов, обеспечивающих разгрузку, хранение, измельчение и подачу. В систему входит железнодорожное хозяйство, вагоноопрокидыватели, тракты топливоподачи с узлами пересыпок, дробилками, бункерами, мельницами, а также системами пылеулавливания, аспирации и гидросмыва с очистными сооружениями.

Все это оборудование существенно увеличивает стоимость производства и строительства ТЭС, не обеспечивая при этом 100 % гарантии безопасности (мельчайшая угольная пыль взрывоопасна). «Возвращение угля в энергетику не должно быть возвратом к архаичным способам его сжигания, считают сибирские практики. — Нужны новые технологии, позволяющие свести к минимуму сложности его применения».

У подавляющей массы современных потребителей энергоресурсов бытует мнение, что стоит только захотеть и направить средства на развитие ТЭК или сократить экспорт энергоресурсов, как сразу же ситуация на внутреннем рынке энергоресурсов изменится. Нефть и её производные, газ, уголь перестанут расти в цене, а электроэнергия перестанет быть дефицитом. Чтобы показать всю сложность развития традиционной энергетики, основанной на использовании органического топлива, донести обоснованную определенность в этом важнейшем вопросе для страны, стремящейся к бурному экономическому росту, ниже будет приведены краткие выборочные данные из исследований советских ученых-экономистов конца 80 гг. XX века по развитию ТЭК.

В монографии [4] рассмотрен один из вариантов системного подхода к прогнозированию долгосрочного развития ТЭК. Предложенные методы и модели использованы для исследования перспективных проблем энергопотребления и оптимальных направлений долгосрочного развития ТЭК.

«В начале 70-х годов XX века в процессе энергетического кризиса были реализованы давно назревшие изменения энергетической ситуации, что вызвало в странах Запада многократное удорожание высококачественных энергоресурсов (нефти и природного газа), составляющих до 80 % топливно-энергетического баланса этих стран. Болезненность этой акции лучше всего характеризует даже не столько введение временных ограничений на потребление энергии, сколько 3 – 4 летняя пауза в их экономическом развитии. Энергетический кризис, последовавший за ним экономический застой и чрезмерные траты на развитие энергетики — естественные следствия отсутствия долгосрочного планирования и прогнозирования производства.

ТЭК как совокупность предприятий, установок и сооружений, обеспечивающих добычу и переработку первичных ТЭР, их преобразование и доставку потребителям в удобной для использования форме, — одна из наиболее технически вооруженных отраслей материального производства. В бывшем СССР на ее долю приходилось около ⅓ основных фондов промышленности и ⅕ трудовых ресурсов. В сочетании с длительными сроками строительства основных энергетических объектов (до 8 – 10 лет) это порождает особую инерционность развития ТЭК: с учетом развития обеспечивающих отраслей страны (металлургии, машиностроения, строительной индустрии, транспорта) крупные структурные сдвиги в энергетике должны подготавливаться заблаговременно — до 13 – 15 лет.

Инерционность и капиталоёмкость ТЭК требует рассмотрения долгосрочных перспектив его развития, с учетом неясностей существующих и предстоящих изменений ряда экономических пропорций и связанного с этим соотношения цен на различные виды продукции и услуг, которые для столь продолжительного периода времени, несомненно, будут весьма значительны. Для иллюстрации в таблице 1 показаны индексы цен за 10-летний период на продукцию ТЭК и обслуживающих его отраслей народного хозяйства бывшего СССР.

Таблица 1 – Динамика оптовых цен предприятий на некоторые виды продукции (1975 г., % к 1965 г.)

В 80 гг. XX века в СССР были проведены работы по формированию возможных гипотез развития топливно-энергетического комплекса, которые как никогда актуальны и сегодня и вот почему.

ТЭК как тогда, так, и, безусловно, сейчас — это одна из наиболее фондовооруженных сфер материального производства является крупнейшим потребителем продукции ряда отраслей народного хозяйства (по современной терминологии — сфер промышленного производства). На его развитие прямо или косвенно в СССР расходовалось 65 % производимых в стране труб и до 20 % остальной продукции черной металлургии, 13 – 16 % цемента и валовой продукции машиностроения. Все это определяет сильную зависимость темпов развития и структуры ТЭК от возможностей обеспечивающих отраслей народного хозяйства.

Характер этой зависимости таков, что чем быстрее развивается тот или иной участок энергетики, тем большее напряжение это вызывает в смежных отраслях производства и тем ощутимее их сдерживающее влияние. На рисунке 1 показано, насколько увеличиваются удельные капиталовложения в смежные отрасли при ускорении добычи различных видов топлива.

Рисунок 1 – Зависимость сопряженных капиталовложений от темпов добычи топлива (в пропорциях 80 гг. XX века)

Важно подчеркнуть, что речь идет не об абсолютных капиталовложениях в смежные отрасли (они растут при увеличивающихся абсолютных приростах производства энергии, даже если относительные приросты падают), а об увеличении именно удельных сопряженных капиталовложений. С повышение темпов роста энергетики возникает необходимость в дополнительном развитии все большего числа смежных производств и, как видно из рисунка 1, в достаточно быстром повышении удельных сопряженных капиталовложений.

Количественные проявления этих связей в сложной системе народного хозяйства определяются с большими трудностями, поскольку возможности представления ТЭК оборудования, материалов и услуг зависят от темпов развития соответствующих производящих отраслей, от потребности в этой продукции остальных участков народного хозяйства, от возможностей и эффективности её импорта и экспорта и т.п.

Учесть все эти факторы, а также сопутствующие им перераспределения народнохозяйственных ресурсов (прежде всего, капиталовложений и трудовых ресурсов) можно только с помощью межотраслевой модели, в явном виде описывающей производственные взаимосвязи соответствующих отраслей народного хозяйства. Для прогнозирования ТЭК целесообразно включать в модель те отрасли народного хозяйства, которые прямо или косвенно оказывают заметное влияние на развитие энергетики. Специальное исследование позволило отобрать 31 вид продукции смежных отраслей, которые окажут существенное влияние на развитие топливно-энергетического комплекса в предыдущий период (таблица 2).

Таблица 2 – Детализация отраслей и продуктов в модели межотраслевых связей ТЭК

Важная особенность описания динамики в данной модели состоит в том, что в течение всего периода рассматриваются лишь топливно-энергетические отрасли. Смежные же отрасли одна за другой исключаются из описания по мере того, как исчерпываются сроки заблаговременности их влияния на ТЭК. В таблице 3 приведены эти сроки, полученные на модели межотраслевых связей при нормативных сроках строительства объектов. Там же показано число последних этапов расчетного периода, на которых допустимо исключать из межотраслевой модели описание соответствующих отраслей. Например, общее машиностроение, на долю которого приходится около ⅟₄ рассматриваемых в модели видов продукции, необходимо описывать преимущественно в первой половине расчетного периода.

Таблица 3 – Характеристика заблаговременности ввода производственных мощностей в отраслях, обеспечивающих развитие ТЭК

Широкая взаимозаменяемость различных энергоресурсов обуславливает разнообразие возможностей удовлетворения потребности народного хозяйства в топливе и энергии. Поэтому для изучения реальных условий развития ТЭК во взаимосвязи со смежными отраслями в межотраслевой модели необходимо предусмотреть возможности изменения его технологической и территориальной структуры. Это заставляет в предельно агрегированном виде описывать в модели варианты добычи и переработки основных видов топлива (нефти, газа, угля), производства светлых нефтепродуктов, электро-и теплоэнергии с выделением основных зон страны.

В связи с этим представляет определенный интерес реальность (посильность ) определенных уровней производства ТЭР

Однако ответы на эти вопросы зависят, от трех (минимум) важных факторов:

1) объема капиталовложений, которые может выделить народное хозяйство рассматриваемому кругу отраслей;

2) величины экспорта продукции (прежде всего, топливно-энергетических ресурсов) и возможности импорта необходимого оборудования и материалов;

3) общих темпов и конкретных проявлений научно-технического прогресса, в частности темпов роста производительности труда.

Нетрудно заметить, что эти три группы факторов по своему влиянию на результаты решения задачи, по сути, аналогичны: увеличение темпов научно-технического прогресса равносильно в конечном итоге или поступлению дополнительных ресурсов извне (импорт оборудования, материалов, снижения экспорта топлива), или появлению дополнительных ресурсов капиталовложений. Поэтому для выяснения характера их влияния на возможности добычи разных видов топлива достаточно выяснить роль одного, самого общего (синтезирующего) фактора — размеров капиталовложений.

Для иллюстрации на рисунке 2 показано изменение относительных возможностей добычи двух наиболее различающихся удельной капиталоемкостью видов топлива — угля и природного газа — при увеличении объема капиталовложений по рассматриваемому кругу отраслей. Эксперимент был поставлен следующим образом. Расчетом модели без каких-либо ограничений на капиталовложения была определена их максимальная (желательная) величина, принимаемая в дальнейшем за 100 %. Этой величине соответствовало максимальное развитие газовой промышленности (удельно наиболее капиталоемкая в настоящее время топливная отрасль) при минимальных уровнях добычи угля (добыча нефти и использование ядерной энергии принимались в этом эксперименте неизменными). Затем расчеты на модели повторялись для последовательно снижающихся объемов капиталовложений (с шагом 2 % от максимальной величины на каждом этапе) — вплоть до их минимального уровня (минимальный уровень капиталовложений, конечно-же не может считаться оптимальным, поскольку этому соответствует наибольший расход трудовых ресурсов), при котором еще удавалось, обеспечить заданную потребность в топливе и энергии. Как видно из рисунка 1.2, в данном расчете этот уровень составил 94 % от максимального и ему соответствовали низкие темпы роста газовой промышленности при ускоренном развитии удельно менее капиталоемкой угольной промышленности. На рисунке 2 соответствующие уровни добычи угля и газа приняты за 100 %.

Рисунок 2 – Зависимость возможностей развития газовой и угольной промышленности от объемов капиталовложений (в пропорциях 80 гг. XX века)

Результаты этой части эксперимента представлены на рисунке 2 внешними линиями. Они характеризуют оптимальную (по критерию минимума приведенных затрат) реакцию системы на изменение объема капиталовложений. Но не менее важно выяснить реальную область свободы в развитии топливно-энергетических отраслей при тех или иных объемах капиталовложений. Для этого при каждом рассмотренном уровне капиталовложений (100 %, 98 %, …, 94 %) помимо оптимизации по денежному критерию выполнялся второй расчет — на минимум добычи газа (или, в данном случае то же самое, максимум добычи угля) при заданном объеме капиталовложений. Полученные результаты приведены на рисунке 2 внутренними (тонкими) линиями, а оттененные области иллюстрируют реальные возможности варьирования структуры ТЭК при фиксированных уровнях капиталовложений. Понятно, что эти возможности достаточно велики при высокой обеспеченности капиталовложениями и практически отсутствуют при минимально допустимом объеме капиталовложений.

Выполненные эксперименты при всей их иллюстративности позволяют сделать существенные выводы для формирования гипотез развития ТЭК.

Прежде всего, установлено сильное влияние выделяемого объема капиталовложений на возможности развития топливных отраслей: в зависимости от величины действующих производственных мощностей (в угольной промышленности они почти в 2 раза больше, чем в газовой) уровень развития отраслей может меняться до 15 %. Вместе с тем при каждом уровне капиталовложении (кроме минимально допустимого) имеется значительная свобода во взаимозаменяемости топливно-энергетических ресурсов (до 7 – 10 %), что существенно «размывает» зависимость структуры ТЭК от ресурсов капиталовложений и вносит большую неопределенность в количественные оценки роли этого фактора.

Наконец, обращает на себя внимание узость диапазона реально возможных изменений объема капиталовложений (всего 6 %). Определять с такой точностью перспективные размеры капиталовложений по рассматриваемому кругу отраслей, конечно-же невозможно. Это заставляет учитывать фактор капиталовложений (вместе с ним и два других названных фактора — внешнюю торговлю и темпы научно-технического прогресса) при формировании гипотез развития ТЭК не в явном виде, а опосредовано — через возможные интервалы добычи основных видов топлива.

В перспективе размеры использования в ТЭК природного газа определяются преимущественно возможностями развития смежных отраслей. Это весьма осложняет экономический анализ рациональных размеров использования в ТЭК природного газа и заставляет выполнять его в два этапа: на первом этапе с помощью анализа эффективности устанавливаются экономически оправданные диапазоны добычи природного газа, а на втором — выполняется комплексная оценка соответствующих параметров ТЭК. Ниже будет дана лишь часть первого этапа анализа.

Оптимизация ТЭК с помощью его математической модели  для каждого уровня энергопотребления при различных комбинациях верхних и нижних границ добычи различных видов топлива позволяет выявить реальные границы зоны неопределенности оптимального развития ТЭК

В результате исследования может быть один из двух видов зависимостей (для определенной модели — гипотезы развития ТЭК), представленных на рисунке 3. Первая зависимость характерна для тех видов топлива, добыча которых, несмотря на их высокую эффективность, сдерживается ограниченностью природных ресурсов или возможностью развития смежных отраслей (даже при отсутствии ограничений на капиталовложения). Зависимость второго вида характерна для энергоресурсов, не имеющих явных внешних ограничений на использование в топливно-энергетическом балансе.

Рисунок 3 – Зависимость удельной эффективности топлива от размеров его использования (в тенденциях 80 гг. XX века)

Если для рассматриваемого энергоресурса получена зависимость первого вида, то, вообще говоря, его эффективно использовать в ТЭК вплоть до наибольших (оптимальных в модели межотраслевых связей) размеров G_о^Т. Но для этого энергоресурса пофакторный анализ может привести к заключению о нецелесообразности его полного использования в ТЭК, например, из-за недостаточной подготовленности требуемой для его освоения новых технологий или повышенной эффективности экспорта этого энергоресурса.

Если же для энергоресурса получена зависимость второго вида, т. е. при повышенных размерах использования его удельная эффективность падает практически до нуля (с точностью до погрешности используемых в расчетах показателей — см. зависимость 2), то целесообразно уменьшить размеры его использования до величины Ġ^Т, еще дающей заметный экономический эффект. Четких правил определения Ġ^Т не существует, и это делается исходя из знания общего положения дел с рассматриваемым энергоресурсом, т е. анализа всех факторов, способных оказывать влияние на его эффективность или реальные размеры использования: неоднозначность экономических показателей производства, ограничения по возможности освоения новых технологий, подготовленность инфраструктуры, транспортных средств, потребителей и т. д.

По смыслу стоящей задачи модель оценки стратегий развития ТЭК должна строиться как межотраслевая и динамическая. Состав и степень деятельности межотраслевых связей определяются конкретной задачей исследования: они ограничиваются примерно 70 неэнергетическими продуктами при сравнении разных стратегий развития ТЭК и увеличиваются до 250 видов продукции при оценке развития отдельных топливных баз и менее крупных энергетических мероприятий.

В результате расчета для каждой стратегии ТЭК определяют ее дополнительные (по сравнению с некоторой базовой стратегией) требования к развитию смежных отраслей, которые состоят в следующем.

Наиболее полное представление о различии стратегий по требованиям к смежным отраслям дает сопоставление их по основным позициям материальных затрат. Расчеты на модели дают динамику необходимого дополнительного выпуска разных видов продукции как непосредственно для нужд ТЭК, так и для смежных отраслей, производительность которых заметно меняется в различных стратегиях развития ТЭК. Кроме того, модель определяет динамику ввода производственных мощностей, необходимых при найденной динамике выпуска продукции.

Рисунок 4 иллюстрирует сказанное выше для двух условных стратегий развития ТЭК различающихся лишь тем, что в конце расчетного периода в одной предполагается увеличенное использование газа, а в другой — на ту же величину рост добычи угля.

Важно отметить, что изменения добычи топлива оказывают заметное влияние на размеры производства тех отраслей, чья продукция непосредственно не расходуется в ТЭК, и даже вызывают необходимость ввода в них дополнительных производственных мощностей. При этом сроки заблаговременности ввода тем больше, чем выше уровень сопряжения данной отрасли с ТЭК, т. е. чем длиннее технологическая цепочка связей данной отрасли с ТЭК. В результате у большинства сопряженных отраслей начало ввода производственных мощностей приходится на предыдущие годы и здесь же наблюдается максимальный ввод мощности.

Анализ необходимых сроков ввода дополнительных производственных мощностей позволяет достаточно объективно судить о реализуемости сравнительных стратегий: если эти мощности требуются уже впервые годы расчетного периода, а резервные мощности этого вида в стране отсутствуют, то приходится или сразу же отказываться от рассматриваемой стратегии, или выяснять возможности импорта соответствующей продукции.

Для оставшихся (проверенных на реализуемость) стратегий определяется динамика дополнительных капиталовложений в развитие ТЭК и обеспечивающих его отраслей. Для примера на рисунке 5 это показано для тех же двух условий стратегии

Рисунок 5 – Динамика дополнительных капитальных вложений (в млрд руб.год, масштаб цен 80 гг. XX века) в газовой и угольных стратегиях развития ТЭК

1 — машиностроение; 2 — транспорт; 3 — прочие; 4 — металлургия; 5 — строительство

Продолжение рисунка 5

Жирными линиями на рисунке 5 дана динамика прямых капиталовложений на эти мероприятия (с их разбивкой по составляющим затратам) и полные капиталовложения, а тонкими — необходимые капиталовложения в другие отрасли.

Следует обратить внимание, что подготовительные капиталовложения в других отраслях необходимо делать с десятилетней заблаговременностью (даже при нормативных сроках строительства объектов), причем за 6 – 7 лет до ввода энергетических объектов они уже настолько велики, что становятся равными затратам непосредственно в добычу топлива. В целом же капиталовложения в смежные отрасли составляют здесь около ⅟₄ прямых капиталовложений в ТЭК, но почти целиком сосредоточены в предшествующие годы.

Важной характеристикой стратегий развития ТЭК являются также трудовые затраты. Ежегодные трудозатраты в связи с дополнительным использованием, например, западносибирского газа в период строительства оказываются примерно в 1,5 раза больше затрат труда на увеличение использования угля. Однако затраты труда на последующую эксплуатацию для варианта использования газа, естественно, многократно ниже, чем в угольном варианте. В результате большие интегральные затраты труда на строительство предприятий добычи и транспорта газа компенсируются их экономией при эксплуатации лишь спустя пять – шесть лет.

В добыче топлива динамика удельных затрат формируется под действие противоречивых процессов. С одной стороны, явно прослеживается удорожание добычи топлива во всех «старых» районах. С другой стороны, по наиболее быстро развивающимся в перспективе отраслям — газовой и угольной промышленности — динамика среднеотраслевых удельных затрат оказывается благоприятной. Снижение этих показателей обусловлено переносом основного прироста добычи этих видов топлива в восточные районы, где имеются запасы газа и угля с благоприятными горногеологическими характеристиками. Но даже это не может сдерживать ухудшение итоговой характеристики экономичности развития топливных отраслей — удельных затрат на прирост добычи. Из-за возрастания затрат на поддержание действующих мощностей чистый прирост добычи обходится в несколько раз дороже среднеотраслевых удельных затрат на топливо и на современном этапе развития энергетически систематически возрастает (таблица 4)

Таблица 4 – Динамика капиталовложений на прирост добычи и транспорта топлива

На рисунке 6 показана абсолютная и удельная эффективность использования природного газа в ТЭК. По горизонтальной оси здесь отложены уровни добычи природного газа по стране в процентах от максимального уровня добычи, найденного при исследовании межотраслевой оптимизационной модели. По вертикальной оси показана абсолютная и удельная эффективность ТЭК при изменениях добычи природного газа в рассматриваемых пределах.

Рисунок 6 – Эффективность использования природного газа в ТЭК (в ценах 80 гг. XX века)

Очевидно, что эффективность использования природного газа в ТЭК должна определяться не для всего диапазона вариантов, а лишь при найденном выше умеренном уровне использования нефти (88 %).

Полученная при оптимизации ТЭК зона абсолютной эффективности использования природного газа преднамеренно выведена за пределы максимального уровня добычи.

Приведенные краткие выборочные данные, как и сам системный анализ рациональных направлений долгосрочного развития ТЭК, проведенный в монографии, не может претендовать на методическую завершенность и полноту аспектов исследования (по заключению авторов). Сделан лишь предварительный этап большой и сложной работы [4]».

При таких темпах и затратах на развитие угледобывающей отрасли не столь оптимистично видится развитие шахт и разрезов Кузбасса.

Ведь необходимо учитывать и то, что в энергохозяйстве РАО «ЕЭС» было 27 так называемых «газоугольных» блоков. Эти старые станции изначально проектировались под уголь, но сейчас работают на газе. Какие-то элементы угольного хозяйства там ещё сохранились. И теоретически их, конечно можно переоборудовать. Но получится слишком дорого. К примеру, для замещения 1 млрд м³ газа углем необходимо потратить на реконструкцию газоугольного блока не менее 2 млрд рублей. Топливная составляющая тарифа на электроэнергию возрастет минимум в 2,1 раза. Причем, если восстанавливать старое хозяйство, то будут старые технологии сжигания топлива. Поэтому, неизбежно существенное увеличение затрат в части системы углеподготовки: это и дополнительный расход электроэнергии, и увеличение обслуживающего персонала и многое другое [5].

Как видно из рисунка 7 и таблицы 5 новые технологии переработки и перевозки газа, которые, не рассматривались в прошлые годы, тоже не дешевы [6].

Рисунок 7 – Капитальные затраты на СПГ-технологии (в ценах 2005 г.) [1].

Таблица 5 – Экономический анализ различных вариантов технологий GTL (технологий переработки газа в жидкие продукты — Gas to liquids)

Изложенное выше (несмотря на то, что плотность залежей угля в районах его добычи оценивается в 30 МВт/км²), выводит в число приоритетных направлений энергосбережение, так как затраты на развитие добычи топлива и производства тепловой и электрической энергии в 4 – 6 раз больше, чем на энергосбережение. Каждый процент сэкономленных энергоресурсов дает России прирост национального дохода на 0,35 – 0,4 % [7].

В США за счет внедрения энергосберегающих технологий в 1976 – 1986 гг. затраты на энергию были снижены более чем на 200 млрд $. Энергоемкость американской промышленности в то время ежегодно снижалась на 3,7 % (в последующие годы темп снижения составлял 1,2 %) [8].

Во всем цивилизованном мире наряду с освоением эффективных мероприятий и технологий энергосбережения активно развивается и энергетика возобновляемых источников энергии (ВИЭ), обеспечивая постепенный вывод из эксплуатации, морально и физически устаревших как АЭС, так и ТЭЦ, ТЭС, работающие не только на угле, но и на газе.

В сегодняшней России переход на рельсы энергосбережения и развитие энергетики ВИЭ это самые перспективные направления обеспечения на долгие годы энергетической безопасности.

У нас одномоментный, например, даже в течение десяти лет, подъем ТЭК на требуемую для развития страны высоту невозможен.

Ни один частный крупный бизнес, например, машиностроительный завод не будет за 6 – 8 лет до времени «Ч» начинать наращивать мощности под будущие заказы ТЭК и т.д. Так как для того чтобы получить от ТЭК заказы нужно участвовать в конкурсах на получение заказов, а для этого нужно соответствующим образом модернизировать производство, сертифицировать его. Если же предприятие не получает заказов, то оно автоматически становится банкротом.

В случае получения ограниченных временными рамками или объемами производства заказов открытым остается вопрос; чем загружать производственные мощности после выполнения заказов.

Начинать масштабную перестройку ТЭК можно только через соответствующие государственные предприятия, которых становится с каждым годом все меньше и меньше.

Как видим, российский ТЭК находится в не простом как технологическом, так и организационном положениях; при отсутствии необходимых для модернизации аккумулированных финансовых средств и НИОКР по энергосбережению и энергетике ВИЭ.

 

Список литературы

1 Энергетика, экология, энергосбережение, транспорт [Текст]: ч. 1 / под ред. В.П. Горелова, С.В. Журавлева, В.А. Глушец. – Омск: Иртышский филиал ФГОУ ВПО «Новосибирская государственная академия водного транспорта», 2007. – 265 с. (Труды 3-й международной науч.-техн. конф., 5 – 8 июня 2007).

2 Осадчий Г.Б. Солнечная энергия, её производные и технологии их использования (Введение в энергетику ВИЭ). Омск: ИПК Макшеевой Е.А., 2010. 572 с.

3 Марламов Э. Когда растут тарифы / Э. Марламов // Промышленные страницы Сибири. 2008. № 5. С. 30 – 31.

4 Макаров А.А. Топливно-энергетический комплекс/ А.А. Макаров, А.Б Вигдорчик М.: Наука, 1979. 279 с.

5 Владимир Аветисян: «Издержки газозамещения можно отыграть только на свободном рынке электроэнергии»// Нефть и капитал. 2007. № 1-2. С. 35 – 36.

6 Брагинский О.Б. Мировая нефтепереработка: Экологическое измерение/ О.Б. Брагинский, Э.Б. Шлихтер М.: Academia, 2003. 262 с.

7 Алексеев В.В. Экология и экономика энергетики. М.: Знание, 1990.

 

Автор: Осадчий Геннадий Борисович, инженер, автор 140 изобретений СССР

Тел дом. (3812)60-50-84, моб. 8(962)0434819,

Для писем: 644053, Омск-53, ул. Магистральная, 60, кв.17.