WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


 

На правах рукописи

Сендеров Сергей Михайлович

Методология и практика исследования проблем
энергетической безопасности России
с выделением роли газовой отрасли

Специальность 05.14.01 Энергетические системы и комплексы

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Иркутск 2008 г.

Работа выполнена в Институте систем энергетики им. Л. А. Мелентьева

Сибирского отделения Российской Академии наук

Официальные оппоненты:  доктор технических наук, профессор

Лесных Валерий Витальевич,

доктор технических наук, профессор

Илькевич Николай Иванович,

доктор технических наук, профессор

Степанов Владимир Сергеевич

Ведущая организация – ГУ «Институт энергетической стратегии»

Защита состоится «10» июня 2008 г. в 9-00 на заседании диссертационного совета Д 003.017.01 в Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН по адресу: 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130, зал заседаний Ученого совета.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять по адресу: 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130, ученому секретарю диссертационного совета.

Автореферат разослан “____” ________________ 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор  Клер А.М.

Общая характеристика работы

Актуальность.

Одной из важнейших целей развития энергетики России является обеспечение энергетической безопасности (ЭБ) страны и ее регионов. При этом ключевым требованием энергетической безопасности является обеспечение бездефицитности энергоснабжения, физической и экономической доступности энергоносителей приемлемого качества. Исследования существующего состояния, сложившихся тенденций и перспектив развития энергетики России показывают, что в период до 2020 гг. перед страной могут возникнуть серьезные трудности в обеспечении своей энергетической безопасности.

При анализе структуры современного топливно-энергетического баланса (ТЭБ) страны видна доминирующая роль природного газа, при этом 90% этого газа добывается в одном Надым-Пур-Тазовском районе в Западной Сибири. Доля газа в балансе котельно-печного топлива (КПТ) в целом по стране близка к 80%, в значительной части регионов европейской части страны эта доля составляет более 90%, а в некоторых доходит до 95–97%.

При реализации угрозы снижения объемов добычи газа в России может сложиться негативная ситуация с обеспечением КПТ потребителей, использующих газ. В чрезвычайно сложном положении с энергообеспечением могут оказаться регионы с высоким доминированием этого ресурса. Проблема обостряется невозможностью быстрого изменения видовой структуры потребления топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в таких регионах. Налицо критическое положение дел с освоением запасов газа на полуостровах Ямал, Гыдан, на шельфе Баренцева и Карского морей (Западно-Арктическая зона). Важнейшей составляющей угрозы отставания освоения сырьевой базы углеводородов является ожидаемое снижение объемов добычи газа из-за риска несвоевременного выхода на эти ресурсы. Следствием такого отставания будет дефицитность российского энергобаланса.

Важнейшей задачей обеспечения энергетической безопасности России является ежегодное увеличение прироста разведанных запасов углеводородов в объемах, не менее 115-125% от уровня их добычи. В течение длительного периода времени эти требования не выполняются, основные приросты запасов за последние годы получены на уже открытых месторождениях; в новых районах и на шельфе геологоразведочные работы проводятся в недостаточном объеме.

Трудности замены газа углем усугубляются проблемами транспорта угля из Сибири в европейскую часть, а также существующим перекосом в ценовых соотношениях на эти ресурсы в последние годы. Результат - деформация структуры спроса с чрезмерной ориентацией на газ и снижением конкурентоспособности угля. Преодоление этого перекоса осложняется слабой конкурентоспособностью отечественной продукции даже при нынешних сравнительно низких ценах на газ; низкой платежеспособностью населения, бюджетной сферы и значительной части бизнеса.

В то же время

  • заканчивается технический ресурс значительной части генерирующего оборудования и в т.ч. ядерных реакторов на работающих АЭС;
  • снижается производство мазута и, соответственно, его доля в приходной части баланса котельно-печного топлива;
  • имеются объективные сложности с ощутимым повышением роли нетрадиционной энергетики (энергии ветра, солнца, приливов и т.д.) в стране в целом.

В последние 10-15 лет инвестиции в ТЭК использовались преимущественно для простого воспроизводства, поддержания достигнутого уровня добычи топлива и производства преобразованных топливно-энергетических ресурсов. Согласно Энергетической стратегии России на период до 2020 года (ЭС – 2020) для умеренного варианта развития ТЭК России в 2011–2020 гг. необходимо инвестиций около 40 млрд. долл./год. В последние же годы капиталовложения в ТЭК не превышали $20-25 млрд/год. При этом, половина из них вкладывалась в нефтяную отрасль. Результат – увеличение доли изношенного оборудования, некомпенсируемое выбытие производственных фондов и снижение технического уровня и экономической эффективности оборудования.

Проблематично и обеспечение серьезных сдвигов в решении проблем энергосбережения. Сфера деятельности, связанная с потреблением энергоресурсов, весьма консервативна, а потому для коренного изменения положения дел здесь потребуется много времени, ибо связано это в значительной степени с изменением структуры ВВП в части увеличения доли услуг и наращивания выпуска конкурентоспособной наукоемкой продукции.

       Согласно вышесказанному, проблема возможной дефицитности ТЭБ страны в среднесрочной перспективе может быть решена лишь радикальными шагами по преодолению стратегических угроз энергетической безопасности, которые сформировались к настоящему времени. В современных условиях для обоснования таких радикальных шагов или возможных направлений учета фактора энергетической безопасности при формировании стратегий развития энергетики необходимо:

  • учесть методический и практический опыт решения задач управления развитием ТЭК страны и исследования проблем ЭБ и оценить возможности его применения для учета фактора энергетической безопасности при развитии энергетики на среднесрочную перспективу;
  • разработать методический аппарат для оценки уровней энергетической безопасности регионов, как важнейших составляющих уровня энергетической безопасности страны и провести такую оценку;
  • разработать методику формирования направлений корректировки различных вариантов развития энергетики страны с позиций энергетической безопасности;
  • сформировать требования к газовой отрасли (как доминирующей в получении первичных ТЭР) с позиций обеспечения будущей энергетической безопасности страны.

Обзор научно-методической литературы, посвященной этим проблемам, показывает, что научным основам развития энергетики с учетом требований надежности топливо- и энергоснабжения потребителей и надежности функционирования ТЭК посвящено значительное количество исследований и создана фундаментальная научная база. Автором изучены труды по данной тематике и в диссертационной работе учтены отдельные результаты работ Л.А. Мелентьева, Ю.Н. Руденко, А.А. Макарова, Н.И. Воропая, А.П. Меренкова, А.Э. Конторовича, В.В. Бушуева, Л.Д. Криворуцкого, А.М. Мастепанова, А.Г. Коржубаева и др. Однако, в настоящее время еще не нашли достаточной проработки вопросы:

  • моделирования взаимосвязанной работы ТЭК и СЭ в условиях реализации стратегических угроз энергетической безопасности и крупномасштабных чрезвычайных ситуаций (ЧС);
  • комплексной оценки уровней энергетической безопасности регионов России;
  • формирования направлений корректировки различных вариантов развития энергетики страны с учетом требований энергетической безопасности;
  • формирования требований к газовой отрасли с позиций обеспечения энергетической безопасности страны в настоящее время и в перспективе.

Существо сказанного и определяет актуальность данной работы.

Целью диссертации является создание научно-методической базы исследования вариантов развития ТЭК страны и регионов с позиций обеспечения требований энергетической безопасности и формирования на этой основе направлений повышения уровня энергетической безопасности.

В рамках создания такой научно-методической базы должны быть сформулированы методические основы оценки уровня энергетической безопасности страны и ее регионов, разработана методика формирования направлений корректировки различных вариантов развития энергетики страны с позиций энергетической безопасности и определены требования к перспективному развитию газовой отрасли с позиций обеспечения энергетической безопасности страны и ее регионов.

Основные задачи исследования:

    1. Выявление основных проблем и долгосрочных тенденций развития энергетики страны с позиций энергетической безопасности.
    2. Анализ методического и практического опыта решения задач управления развитием ТЭК страны и исследования проблем ЭБ и оценка возможностей использования этого опыта при учете фактора энергетической безопасности в задачах развития энергетики России и ее регионов.
    3. Разработка методического аппарата для оценки уровня энергетической безопасности страны и ее регионов и проведение такой оценки для ряда представительных субъектов РФ.
    4. Разработка методических основ формирования направлений корректировки вариантов развития энергетики страны с позиций энергетической безопасности.
    5. Формирование требований к газовой отрасли с позиций обеспечения энергетической безопасности страны и ее регионов на современном этапе и в перспективе.
    6. Учет требований энергетической безопасности при решении проблем развития газотранспортной системы страны.

При решении этих задач в диссертационной работе впервые получены, составляют предмет научной новизны и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты.

  1. Двухуровневая технология исследований при решении задач управления развитием ТЭК страны и регионов с учетом требований энергетической безопасности.
  2. Научно-методическая база оценки уровня энергетической безопасности страны и ее регионов, включая методические принципы использования индикативного анализа энергетической безопасности.
  3. Методический аппарат формирования направлений корректировки различных вариантов развития энергетики страны с позиций требований энергетической безопасности.
  4. Принципы учета требований энергетической безопасности при обосновании перспектив развития газовой отрасли и освоении новых районов газодобычи (на примере Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области).
  5. Практические результаты, полученные на базе разработанных методов и моделей:
    • сформулированы основные направления корректировки вариантов развития энергетики страны с позиций энергетической безопасности на период до 2020 г.;
    • оценены перспективы выполнения основных требований энергетической безопасности России с учетом производственных возможностей всех отраслей ТЭК страны и показана необходимость скорейшего решения проблем освоения новых районов газодобычи и реконструкции газотранспортной системы страны;
    • сформулированы требования энергетической безопасности, необходимые к учету при решении задач реконструкции газотранспортной системы страны;
    • показаны требуемые уровни работоспособности газотранспортной системы страны с позиций обеспечения энергетической безопасности регионов России;
    • проведена комплексная оценка существующих уровней энергетической безопасности субъектов Российской Федерации, расположенных на территориях Сибирского и Северо-Западного федеральных округов; при этом сформулированы основные проблемы в организации работы систем топливо- и энергоснабжения этих субъектов РФ и разработана направленность мер по повышению уровня энергетической безопасности в регионах России на перспективу.

Методология исследований опирается на основные положения теории и методов системных исследований в энергетике, теории комплексного исследования надежности ТЭК и живучести систем энергетики, а также на использованные в работе основные положения энергетической безопасности.

Практическая значимость и внедрение результатов работы.

Разработанные научно-методическая база и соответствующие подходы позволяют:

  • оценить возможности участия каждой из отраслей ТЭК в обеспечении энергетической безопасности страны и ее регионов;
  • сформировать представления об уровне энергетической безопасности страны и регионов в заданный момент времени;
  • выделить основные негативные с позиций энергетической безопасности моменты в развитии и функционировании системы топливо- и энергоснабжения этих регионов;
  • сформулировать направления корректировки вариантов перспективного развития энергетики страны с целью предотвращения (минимизации последствий) возможной реализации стратегических угроз энергетической безопасности.

На основе разработанных методов и аппарата были проведены исследования, основные результаты которых нашли отражение в материалах ФЦП “Топливо и энергия”, подпрограмма 4.1 “Энергетическая стратегия и безопасность России” (г. Москва, Минтопэнерго РФ, 1998 г.); «Основные направления развития топливно-энергетического комплекса Хабаровского края на перспективу до 2010 года» (г. Хабаровск, 2002-2003 гг.); «Основные направления развития топливно-энергетического комплекса Республики Бурятия до 2020 года» (г. Улан-Удэ, 2003-2004 гг.); «Программа газификации Иркутской области» (г. Иркутск, 2005 г.); «Концепция обеспечения устойчивой работы объектов топливно-энергетического комплекса и энергетической безопасности Сахалинской области» (г. Южно-Сахалинск, 2007 г.); «Корректировка энергетической стратегии Томской области на период до 2020 г.» и «Программа развития энергетики Томской области на период до 2007-2012 гг.» (г. Томск, 2007 г.); «Определению перспективного спроса на газ на основе оптимизации топливно-энергетических балансов субъектов РФ, входящих в Северо-Западный федеральный округ» (г. Москва, 2007 г.) и др.

Апробация работы. Теоретические положения диссертационной работы использовались, проверялись и корректировались в процессе исследовательских и практических работ научно-исследовательскими и проектными коллективами: ИСЭМ СО РАН, ОАО «Промгаз» и ОАО «ВНИИГАЗ» ОАО «ГАЗПРОМ», ОАО «Гипровостокнефть», ОАО «Институт Нефтепродуктпроект», ГУ «Институт энергетической стратегии», ОАО «ЭНИН им. Кржижановского».

Отдельные практические результаты диссертационной работы были использованы Управлением научно-технического прогресса Министерства топлива и энергетики РФ, Правительствами Республики Бурятия, Хабаровского края, Администрациями Иркутской, Томской и Сахалинской областей.

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на международных конференциях, семинарах и симпозиумах: международном семинаре по методам анализа трубопроводных систем (Иркутск, 1991 г.); международном семинаре по новым информационным технологиям управления развитием и функционированием трубопроводных систем энергетики (Туапсе, 1993); международной конференции “Risk analysis and management in a global economy” (Ludwigsburg, Germany, 1995); двух международных конференциях “Проблемы управления в чрезвычайных ситуациях” (Москва, 1995, 1997 г.); на международной конференции международного общества по анализу риска (TIEMS) “National and international issues concerning research and applications” (Copenhagen, Denmark, 1997); четырех заседаниях международного семинара «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (Мурманск, 1997 г.; Казань, 2001 г.; Минск, 2005 г.; Вологда, 2007 г.); на международной конференции «Восточная энергетическая политика России и проблемы интеграции в энергетическое пространство Азиатско-Тихоокеанского региона» (Иркутск, 1998 г.); на всероссийском семинаре «Риск и страхование» (Иркутск, 1999 г.); на международной конференции «Информационные технологии в энергетике: современные подходы к анализу и обработке информации» (Иркутск, 2000 г.); на всероссийской конференции «Энергетика России в 21 веке: проблемы и научные основы устойчивого и безопасного развития» (Иркутск, 2000 г.); на всероссийской футурологической конференции «Энергетика ХХI века: глобальные тенденции и проблемы, их последствия для России, задачи системных исследований в энергетике» (Иркутск, 2002 г.); на международной конференции СИГРЭ (Paris, France, 2002); на научной Сессии РАН «Энергетика России: проблемы и перспективы» (Москва, 2005 г.); на всероссийской конференции «Энергетика России в XXI веке: развитие, функционирование и управление» (Иркутск, 2005 г.); на первом и втором сибирских энергетических конгрессах (Новосибирск, 2005, 2007 гг.); на международной конференции «Energy, regional security, and the Korean Peninsula: toward a Northeast Asian energy forum» (Seoul, Republic of Korea, 2006); на заседаниях Ученого совета и секций Ученого совета ИСЭМ СО РАН.

Публикации. Основное содержание диссертационной работы отражено в 85 работах – в 11 монографиях (в соавторстве), в статьях академических и отраслевых журналов, в том числе в 11 статьях, опубликованных в журналах, включенных в «Перечень рецензируемых научных журналов и изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученой степени доктора наук», а также в материалах симпозиумов, конференций и семинаров, в том числе в 9 за рубежом.

Личный вклад. Диссертантом разработано лично большинство из представленных методических подходов, математических моделей и принципов. Большинство практических результатов диссертации получено лично автором или под его руководством. Части исследований, которые проводились в сотрудничестве или, где использованы наработки других авторов, отмечены в тексте диссертационной работы. Так, при разработке двухуровневой технологии исследований при решении задач управления развитием ТЭК страны и регионов с учетом требований энергетической безопасности, составляющая, касающаяся исследований на уровне ТЭК базировалась на работах Л.Д. Криворуцкого и была выполнена совместно с Н.И. Пятковой [20,24]. При разработке методических основ оценки уровня энергетической безопасности страны и ее регионов на базе использования аппарата индикативного анализа энергетической безопасности были использованы методические основы мониторинга и индикативного анализа энергетической безопасности, разработанные в ИСЭМ СО РАН с непосредственным участием автора при активной роли Г.Б. Славина [7]. В части оценки проблем развития газовой отрасли с позиций обеспечения перспективной энергетической безопасности страны и регионов исследования были выполнены в тесном сотрудничестве с В.И. Рабчуком [26,38,44 и др.]. В ходе исследований использовались программные средства, разработанные научным коллективом под руководством Л.В. Массель, а также А.В. Еделевым под непосредственным руководством автора [16,28,45].

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения и списка литературы. Общий объем 382 стр., из них 357 стр. текста, 42 рисунка, 75 таблиц. Список литературы содержит 230 наименования.

Во введении показаны особенности современного функционирования ТЭК страны с выделением роли газовой отрасли в аспекте обеспечения энергетической безопасности страны и регионов; обоснована актуальность исследования вопросов смягчения возможных последствий реализации стратегических угроз энергетической безопасности при решении задач развития ТЭК и систем энергетики. Сформулированы основные задачи исследований, показана их научная и практическая значимость.

Основное содержание изложено в семи главах.

В первой главе раскрываются история вопроса и суть проблемы энергетической безопасности, показана эволюционная связь понятий надежности, живучести и энергетической безопасности. На фоне современной картины структуры производства первичных ТЭР и потребления КПТ показана роль природного газа в топливоснабжении России и федеральных округов. Сформулирована общая постановка исследований проблем энергетической безопасности на федеральном и региональном уровнях, оценены возможности использования существующего опыта исследований в решении поставленных в работе вопросов и сформулирована постановка диссертационной работы.

Вторая глава посвящена систематизации и идентификации угроз энергетической безопасности. При этом, особо выделены стратегические угрозы и возможности их реализации в перспективе до 2030 г., а также обоснованы принципы использования мониторинга и индикативного анализа энергетической безопасности для идентификации существующих и ожидаемых угроз энергетической безопасности.

В третьей главе подняты вопросы адаптации существующих подходов к моделированию систем энергетики и ТЭК в целом для исследования проблем энергетической безопасности. При этом показаны особенности решения задач энергетической безопасности при функционировании ТЭК и систем энергетики в условиях чрезвычайных ситуаций с использованием двухуровневого моделирования. Затем с учетом указанных особенностей на базе использования ранее разработанных методов предложен собственный методический подход, включающий в себя методологию многоуровневых исследований развития ТЭК. Подход включает использование балансовой модели для исследования структуры ТЭК страны с учетом требований энергетической безопасности и имитационных потоковых моделей оценки производственных возможностей отраслевых энергетических систем, как в нормальных условиях функционирования, так и в условиях чрезвычайных ситуаций.

В четвертой главе сформулированы методические основы оценки уровня энергетической безопасности страны и регионов и формирования соответствующих направлений корректировки различных вариантов развития энергетики страны. При этом разработаны методические принципы использования аппарата индикативного анализа при оценке уровня энергетической безопасности страны, включающие выделение важнейших индикаторов энергетической безопасности и обоснование их пороговых значений, а также методику оценки уровня энергетической безопасности страны при различных вариантах развития энергетики. Определены соответствующие индикативные показатели, обоснованы их пороговые значения для различных (с позиций организации системы топливо- и энергоснабжения) типов территорий. Сформулированы принципы формирования направлений корректировки вариантов развития энергетики страны с позиций требований энергетической безопасности.

Пятая глава посвящена вопросам практического использования методики выбора направлений корректировки вариантов развития ТЭК страны с позиций энергетической безопасности. Обоснована исходная база для исследований и сформировано расчетное множество перспективных состояний энергетики страны. На основании анализа результатов расчета, связанных с оценкой перспективных значений важнейших индикаторов, которые отвечали бы требованиям энергетической безопасности, получена и представлена траектория развития энергетики страны, характеристики которой в наибольшей мере отвечают требованиям энергетической безопасности. Показано, что эти характеристики могут являться основными направлениями (ориентирами) для корректировки вариантов развития энергетики, разрабатываемых различными коллективами, с целью предотвращения либо смягчения последствий возможной реализации стратегических угроз энергетической безопасности.

В шестой главе основное внимание уделено учету требований энергетической безопасности страны при решении важнейших задач развития газовой отрасли России (реконструкция газотранспортной сети и выход в новые районы газодобычи). Сформулированы основные проблемы развития газовой отрасли в рамках исследования вопросов обеспечения энергетической безопасности страны. Показана основополагающая роль газотранспортной системы страны и сформулированы требования энергетической безопасности, которые необходимо учитывать при решении проблем развития указанной системы. На базе анализа характеристик рациональной с позиций энергетической безопасности траектории развития энергетики страны сформулированы требуемые уровни работоспособности газотранспортной системы. В главе рассмотрены вопросы обеспечения требуемых уровней устойчивого функционирования газотранспортной системы страны с позиций энергетической безопасности и показаны особенности учета требований энергетической безопасности страны при выходе в новые районы добычи газа на примере готовящегося к промышленной разработке Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области.

Седьмая глава связана с оценкой уровней энергетической безопасности регионов страны и разработке направленности мер по их повышению. Проведен анализ текущих значений важнейших индикаторов энергетической безопасности субъектов РФ, расположенных на территориях принципиально разных по условиям организации процессов топливо- и энергоснабжения потребителей Сибирского и Северо-Западного федеральных округов. На приведенной базе получены комплексные оценки уровня энергетической безопасности субъектов РФ, расположенных на данных территориях. На основе данных оценок сформулирована направленность мер по повышению уровня энергетической безопасности, приемлемых для большинства регионов России.

В заключении сформулированы наиболее важные выводы по работе.

Основное содержание работы

В первой главе показана преемственность исследований проблем энергетической безопасности с изучением свойств надежности систем энергетики. Понятие ЭБ, трактуемое как состояние защищенности граждан, общества, государства, экономики от угроз дефицита в обеспечении их потребностей в энергии экономически доступными энергетическими ресурсами приемлемого качества в нормальных условиях и при чрезвычайных обстоятельствах, а также от нарушений стабильности, бесперебойности топливо- и энергоснабжения, соответствующее в нормальных условиях обеспечению в полном объеме обоснованных потребностей, в чрезвычайных ситуациях - гарантированному обеспечению минимально необходимого объема потребностей говорит о более широком смысле понятия ЭБ по сравнению с понятиями надежности СЭ и с понятиями его единичных свойств. Наличие связей между взаимосвязанным функционированием отдельных отраслей ТЭК и возможностями потребителей снижать удельные затраты требуемых ТЭР на производство различных видов продукции и услуг, диверсифицировать виды потребляемых ТЭР, а также источники их поступления говорит о том, что ЭБ - уже предмет исследования не столько состояния самой энергетики, сколько ее взаимосвязей с экономическими, социальными, внешнеполитическими и другими сторонами существования граждан, общества и государства в целом.

Принципиальная структурная схема исследований проблем обеспечения энергетической безопасности страны и регионов представлена на рис. 1. Составляющие схемы можно считать перечнем основных задач, связанных с решением проблем энергетической безопасности страны и ее регионов для заданной перспективы.

Указанные на рис. 1 задачи приходится решать в условиях значительного доминирования природного газа в балансе КПТ всех федеральных округов европейской части страны. Более того, во всех этих округах присутствует тенденция увеличения этой доли (табл. 1).

Рис. 1. Структурная схема исследований по проблемам обеспечения
энергетической безопасности страны и регионов

Таблица 1

Объемы добычи и потребления газа
и доли в балансе КПТ федеральных округов России в 2003 – 2005 гг.

Россия,
федеральный округ

2005 г.

Доля газа в балансе КПТ, %

Добыча газа

Потребление газа

Год

млрд. м3

2003

2004

2005

Россия

640,8

392,3

75

76

77

Центральный

0

102,1

93

93

94

Северо-Западный

4,1

35,6

76

76

78

Южный

17,9

52,2

93

94

94

Приволжский

23,9

106,9

94

94

95

Уральский

585,4

76,6

82

87

88

Сибирский

6,0

15,4

22

23

22

Дальневосточный

3,5

3,5

13

13

13

В принципе, при наличии собственного газа в стране, ситуация с такой высокой его долей в ТЭБ могла бы считаться приемлемой с позиций энергетической безопасности, но подавляющая часть российского газа добывается в западной Сибири, в 2 – 3 тыс. км от основных мест его потребления. Это в значительной степени повышает актуальность проведения исследований по возможностям перспективного обеспечения энергетической безопасности европейских регионов и заставляет тщательно оценивать перспективные возможности газовой отрасли.

На основании знаний о современных и перспективных потребностях в энергоресурсах, о существующем состоянии и перспективах развития ТЭК, а также о имеющейся сегодня и возможной в перспективе степени реализации угроз ЭБ, в главе формулируется постановка исследований: разработать методологию выбора направленности мер, инвариантных к различным возможным возмущениям (в экономике и энергетике), для достижения и поддержания требуемого уровня энергетической безопасности страны (региона). Для этого необходимо создать научно-методическую базу позволяющую исследовать варианты развития ТЭК страны и регионов с позиций обеспечения требований энергетической безопасности и на этой основе формировать направления повышения уровня энергетической безопасности.

Вопросам систематизации и идентификации существующих и формирующихся угроз энергетической безопасности и анализу возможных масштабов их проявления посвящена вторая глава. При этом внимание уделено выделенным в более ранних работах с непосредственным участием автора текущим угрозам энергетической безопасности (экономическим, социально-политическим, внешнеполитическим и внешнеэкономическим, техногенным, природным, управленческо - правовым), но особо выделены стратегические угрозы системного характера, чреватые долговременным и масштабным сдерживанием темпов развития национальной экономики в силу возможного проявления значительных дефицитов ТЭР у потребителей страны в период до 2020 – 2030 гг. (рис. 2).

Суть стратегических угроз ЭБ приведена ниже.

Дефицит инвестиций. В последние 10-15 лет инвестиции использовались преимущественно для простого воспроизводства в отраслях ТЭК, поддержания достигнутого уровня добычи топлива и производства преобразованных ТЭР.

Результат – накопление доли изношенного оборудования, некомпенсируемое выбытие производственных фондов, снижение технического уровня и экономической эффективности энергетики.

Согласно ЭС-2020 для умеренного варианта развития ТЭК России в 2011–2020 гг. необходимо инвестиций около 40 млрд. долл./год, в последние годы капиталовложения в ТЭК не превышали $20-25 млрд/год, при этом, половина из них вкладывалась в нефтяную отрасль.

Низкие темпы снижения удельной энергоемкости экономики фактор напряжения энергетического баланса.

На основании комплексного анализа ситуации можно предположить пределы снижения энергоемкости до 2020 г. на 30-35 % (1,75–2,15 %  в среднем за год).

Рис. 2. Стратегические угрозы энергетической безопасности России
и их взаимосвязи

Низкие темпы преодоления ценовых перекосов между газом и углем. Доля газа в балансе КПТ европейских районов России чрезвычайно велика. Трудности замены газа углем усугубляются существующим перекосом в ценовых соотношениях на ТЭР в России в последние годы. Результат - "деформация структуры спроса с чрезмерной ориентацией на газ и снижением конкурентоспособности угля" [ЭС - 2020].

Основные препятствия для устранения перекоса:

  • слабая конкурентоспособность отечественной продукции даже при нынешних сравнительно низких ценах на газ;
  • низкая платежеспособность населения, бюджетной сферы и значительной части бизнеса.

Трудности с широкомасштабной переброской избыточных ТЭР из Сибири в европейскую часть России. Прежде всего эти трудности касаются угля и электроэнергии.

Низкие темпы обновления ОПФ в отраслях ТЭК. ОПФ ТЭК России значительно изношены. Для замены изношенного электрогенерирующего оборудования необходим ежегодный ввод 5-6 ГВт, фактически же в последние годы вводится в среднем по 1,2 ГВт. Согласно ЭС-2020 в 2011-2020 гг. коэффициент обновления в электроэнергетике должен составить 3-5 %  в год. Сегодняшняя ситуация с инвестициями в ТЭК в целом, в особенности с вложениями в электроэнергетику, заставляет усомниться в реальности столь резкого перехода. Та же ситуация в газовой отрасли.

Отставание освоения сырьевой базы углеводородов. Основное требование: прирост запасов должен быть выше уровня годовой добычи на величину потенциально неизвлекаемого ресурса (т.е. необходимо учитывать коэффициент извлечения). В то же время основные приросты запасов углеводородов получены на открытых ранее месторождениях. В новых районах и на шельфе геологоразведочные работы проводятся в недостаточном объеме. Ситуация в газовой отрасли представлена на рис. 3.

Рис. 3. Добыча и прирост промышленных запасов газа

Важнейшая составляющая рассматриваемой угрозы – несвоевременный выход на газовые ресурсы Ямала и шельфа северных морей. Следствие этого – неминуемый дефицит по первичным ТЭР в стране. Чем позже будет выход в новые районы газодобычи, тем больше будут дефициты.

Доминирующая роль природного газа в топливно-энергетических балансах регионов европейской части России, определяющая высокую зависимость экономики и населения указанных регионов от надежности поставок газа, добываемого на значительном удалении от потребителей.

Систематизация угроз ЭБ – лишь исходный пункт их выявления и анализа. Следующая важнейшая задача - идентификация фактических и ожидаемых угроз, то есть установление, где, когда, каким образом и в каком масштабе проявляются или будут проявляться эти угрозы. Количественно эта информация может отображаться системой индикаторов важнейших с позиций ЭБ моментов развития и функционирования систем энергоснабжения и энергопотребления, то есть системой индикаторов ЭБ. Сравнение фактических или ожидаемых значений этих индикаторов с предельно допустимыми (пороговыми) значениями представляет  в совокупности, информационную базу для обоснования решений по обеспечению ЭБ. В этом состоят смысл и суть мониторинга и индикативного анализа ЭБ.

С тем, чтобы на рассматриваемую перспективу оценивать последствия возможной реализации угроз ЭБ необходимо уметь моделировать работу, как отдельных систем энергетики, так и ТЭК в целом с позиций анализа возможностей топливо- и энергоснабжения потребителей в различных условиях функционирования энергетики.

В третьей главе рассмотрены особенности моделирования ТЭК и отраслевых систем энергетики при исследовании проблем обеспечения энергетической безопасности страны и регионов и вопросы разработки специальной двухуровневой технологии исследований. При этом, верхний уровень представляет модель оптимизации территориально-производственной структуры ТЭК с позиций требований ЭБ, которая включает блок оценки текущего состояния ТЭК в нормальных и критических ситуациях. Данная модель представляет собой классическую задачу линейного программирования и базируется на территориально-производственной модели ТЭК с блоками электроэнергетики, тепло-, газо- и углеснабжения, а также нефтепереработки – мазутоснабжения.

       Формализованно ограничения указанной выше оптимизационной задачи записываются в виде системы линейных уравнений и неравенств:

                                               (1)

                                                               (2)

                                                               (3)

                                                               (4)

                                                               (5)

где t - категории потребителей; h - категории запасов; х - искомый вектор, компоненты которого характеризуют интенсивность использования технологических способов функционирования энергетических объектов (добычи, переработки, преобразования и транспорта энергоресурсов); Yt - искомый вектор, компоненты которого характеризуют объемы потребления отдельных видов топлива и энергии отдельными категориями потребителей (t); Shk - искомый вектор, компоненты которого характеризуют объемы запасов топлива выделенной категории (h) на конец рассматриваемого периода; Sн - заданный вектор, компоненты которого равны исходным уровням запасов энергоресурсов; А - матрица технологических коэффициентов производства (добычи, переработки, преобразования) и транспорта отдельных видов топлива и энергии (затраты - выпуск); D - вектор, определяющий технически возможные интенсивности использования отдельных технологических и производственных способов; Rt - вектор с компонентами, равными объемам заданного потребления  отдельных видов топлива и энергии отдельными категориями потребителей; Sh - вектор, компоненты которого отражают нормативный объем запасов категории h; S - вектор с компонентами, равными объемам хранилищ (складов) данного энергоресурса.

Целевая функция при этом имеет следующий вид:

                       (6)

       Первая составляющая целевой функции отражает издержки, связанные с функционированием отраслей ТЭК. Здесь С - вектор удельных затрат по отдельным технологическим способам функционирования действующих, реконструируемых или модернизируемых, а также вновь сооружаемых энергетических объектов.        Вторая составляющая - ущербы от дефицита по каждому виду топлива и энергии у каждой из выделенных категорий потребителей. Величины дефицита энергоресурсов () у потребителей категории t соответствуют разности (Rt - Уt). Величина ненакопления запасов энергоресурсов соответствует разности . Вектора rt и qh состоят из компонент, названных с определенной условностью “удельными ущербами”. Третья составляющая аналогична второй и соответствует ущербам от ненакопления запасов.

Нижний уровень иерархии представляют отраслевые потоковые модели для оценки возможностей систем энергетики по удовлетворению потребителей соответствующими энергоресурсами, как в нормальных условиях функционирования, так и в условиях чрезвычайных ситуаций в тех объемах, что определены на верхнем уровне иерархии. В работе эти модели представлены на примере моделей больших трубопроводных систем – Единой системы газоснабжения (ЕСГ)  Единой системы нефтеснабжения (ЕСН). Обе модели представлены в виде сетей, в узлах которых находятся предприятия по добыче, преобразованию и потреблению материальных потоков, реализующих материальные связи между предприятиями.

При решении задачи оценки состояния системы после возмущения критерием оптимальности распределения потоков служит минимум дефицита энергоресурса у потребителя при минимальных затратах на доставку энергоносителя потребителям, т.е. модель можно формализовать как задачу о максимальном потоке. Схема-граф, имитирующий систему дополняется двумя фиктивными узлами: O - суммарный источник, S - суммарный сток и соответствующими дугами. Математическая запись поставленной задачи имеет следующий вид:

max                                        (7)

при условиях, что

                                                       (8)

                                       , для всех (i, j)                        (9)

Здесь - подмножество «входящих» в узел j дуг; - подмножество «выходящих» дуг из узла j; - величина суммарного потока по сети; - поток по дуге (i, j); - ограничения на поток по дуге (i, j).

       Задача (7)-(9) имеет не единственное решение, поэтому следующим шагом решается задача о максимальном потоке минимальной стоимости:

                                               (10)

где Сij  - цена или удельные затраты на транспорт энергоресурса.

В условиях негативного возмущения на работу системы и дефицита энергоресурса у потребителя максимальный поток f из задачи (7)-(10) должен быть увеличен на величину суммарного дефицита ресурса у потребителей. В определенных рамках это позволяют сделать технологические особенности системы. Задача о поиске «узких» мест системы и величине необходимого увеличения их производственных возможностей записана ниже:

                                                                (11)

при условиях

                                                                       (12)

                                                               (13)

                                                                               (14)

                                                                               (15)

где -величина суммарного дефицита ресурса у потребителя; - ограничение на поток по дуге (i, j);. - приращение потока по дуге (i, j); - приращение потока по дуге (i, j) до ; - приращение пропускной способности (i, j) свыше ; – ограничение на приращение пропускной способности по дуге (i, j) свыше ; - цена или удельные затраты на транспорт энергоресурса по дуге (i, j) в пределах ; - цена или удельные затраты на транспорт энергоресурса по приращению; - подмножество "входящих" в узел j дуг; - подмножество "выходящих" дуг из узла j; O - суммарный источник; S - суммарный сток; - значение потока по дуге (i, j), полученное при решении задачи нахождения максимального потока минимальной стоимости.

Разработанная двухуровневая технология создает базу для исследования проблем энергетической безопасности при различных вариантах развития энергетики. Для оценки состояния энергетической безопасности страны и регионов на различных временных срезах были выделены конкретные индикаторы по основным группам объектов возможного и необходимого мониторинга ЭБ, как на уровне регионов, так и по стране в целом, среди которых экспертно выделены важнейшие.

       Четвертая глава посвящена вопросам выделения индикаторов ЭБ, обоснованию их пороговых значений и качественной оценке состояния.

Состояние того или иного индикатора в зависимости от расположения его фактического или ожидаемого значения на шкале состояний, можно оценить следующим образом:

       (17)

где, n – количество оцениваемых индикаторов; Si – фактическое (ожидаемое) значение i-го индикатора; - значения предкризисного и кризисного пороговых значений i-го индикатора; - качественная оценка состояния индикатора: нормальное, предкризисное и кризисное соответственно.

Для получения комплексной оценки уровня ЭБ при том или ином состоянии или сценарии развития экономики и энергетики разработан механизм свертки значений индикаторов напрямую или косвенно определяющих указанный уровень. При этом важным шагом является определение значимости конкретного (i-го) индикатора в общей шкале индикаторов или выяснение его «удельного веса» в общей системе ценности индикаторов. Удельный вес конкретного индикатора в общей сумме «весов» может быть определен следующим образом:

                               (18)

где Vi – удельный вес i-го индикатора в системе оцениваемых индикаторов; - условная значимость i-го индикатора в сравнении с j-м индикатором.

При этом, условная значимость есть усредненное значение мнений экспертов по поводу относительной значимости i-го индикатора перед j-м.

Качественная интегральная оценка общего состояния ЭБ в стране или в регионе по индикаторам может быть получена следующим образом:

         (19)

где – интегральная оценка качественного состояния энергетической безопасности по индикативной оценке; - удельный вес i-го индикатора, находящегося в области нормальных и кризисных значений, соответственно; - коэффициенты, характеризующие уровень достижения нормального или кризисного состояния, соответственно.

При применении двухуровневой технологии исследований очень важно уметь формировать перспективный уровень ЭБ страны или региона на основе модельных исследований. Уровень кризисности модельного решения (состояние энергетической безопасности на основе исследований на моделях) можно оценивать в зависимости от отношения стоимости выхода из дефицитного решения к стоимости первоначального решения при данном варианте развития энергетики. Принцип оценки этого состояния следующий:

         (20)

где Qm – интегральная оценка качественного состояния энергетической безопасности на основе модельно оцениваемых значений индикаторов и их взаимосвязей; – соответственно стоимость первоначального решения с возможными дефицитами энергоресурсов у потребителей (при учете существующих или предполагаемых тенденций изменения во времени численных значений основных индикаторов ЭБ) и стоимость "бездефицитного" решения (с реализацией мероприятий по выходу из дефицитного состояния); – соответственно предкризисное и кризисное пороговые значения отношения стоимости преодоления дефицита энергоресурсов к стоимости первоначального (дефицитного) решения.

В целом, интегральная оценка уровня энергетической безопасности по обеим составляющим должна определяться согласно следующей логике. Когда состояние одной из двух составляющих интегральной оценки ЭБ попадает в предкризисную область, а состояние другой составляющей пребывает в области нормальных значений, налицо – переход в предкризисную область состояния ЭБ; в случае же, когда состояние хотя бы одной составляющей становится кризисным, можно говорить о кризисности интегральной оценки ЭБ в целом.

В результате можно говорить о состоянии энергетической безопасности при том или ином состоянии энергетики страны или отдельного региона и направленности действий по нормализации ситуации в этой области. В то же время имеется значительное количество потенциальных вариантов, по которым может развиваться энергетика государства. В процессе реализации эти варианты могут корректироваться и изменяться иногда существенным образом. Учесть требования ЭБ во множестве таких вариантов на рассматриваемую перспективу возможно при выполнении следующих шагов:

  • формирование и анализ всех логически возможных вариантов развития энергетики государства;
  • оценка и выбор вариантов удовлетворяющих требованиям ЭБ;
  • определение наиболее рациональной с позиций ЭБ траектории развития ТЭК и формирование направленности действий по корректировке вариантов развития ТЭК с позиций ЭБ.

Решению этих вопросов посвящена пятая глава работы.

Формирование множества всех логически возможных сценариев развития энергетики государства возможно благодаря применению методов комбинаторного моделирования. При этом, структура ТЭК разбивается на несколько составляющих частей, например, по территориальному признаку. Для каждой части экспертами строится свой граф развития энергетики по опорным годам. Затем путем комбинирования различных состояний частей ТЭК, принадлежащих одному временному разрезу, получается набор состояний ТЭК для определенного момента времени. Полученные состояния ТЭК соответствуют узлам графа развития ТЭК, которые затем связываются между собой дугами-переходами. Это позволяет сопоставлять отдельные варианты по различным критериям с целью выбора из них наиболее подходящих и на этой базе выявлять рациональные с позиций обеспечения ЭБ траектории развития ТЭК.

Результат – возможность формирования направлений корректировки предлагаемых различными институтами решений по развитию энергетики страны, с позиций обеспечения требований энергетической безопасности.

В результате комбинирования различных состояний энергетики в каждой из территориальных зон может быть получен граф развития ТЭК страны в целом.

Оценивая стоимость каждого из возможных вариантов развития энергетики страны, из полного графа можно выделить рациональную (с точки зрения минимизации затрат и возможного дефицита энергоресурсов у потребителей) траекторию. Необязательно, что полученная "рациональная" с позиций энергетической безопасности траектория будет по настоящему рациональной для развития энергетики государства. Просто для всех просмотренных условий остальные пути развития будут либо дороже, либо хуже с позиций обеспечения энергетической безопасности в отдельных аспектах. Возможно, что лежащие рядом с "рациональной" траектории развития интересней с позиций государства и его будущей экономики. Но в том и суть (и в этом состоит заключительный этап предложенного выше алгоритма) – выработать как можно больше субрациональных с позиций энергетической безопасности траекторий развития ТЭК и на этой базе сформировать общие для всех выбранных стратегий направления корректировки предлагаемых решений по развитию энергетики страны, с позиций обеспечения требований энергетической безопасности.

       Для того чтобы на практике применить наработанные методические подходы в работе сформирована информационная база по каждой из энергетических отраслей. При этом, численные характеристики развития энергетических отраслей до 2020 г. базируются как на ориентирах Энергетической стратегии России до 2020 г. и ее научного обоснования, так и на результатах исследований с участием автора в области обеспечения перспективной ЭБ страны и регионов.

       Характеристики внутреннего производства и потребления ТЭР данной информационной базы представлены в табл. 2, 3. Кроме того, в информационной базе работе присутствуют характеристики фактического и ожидаемого экспорта и импорта ТЭР.

Таблица 2

Фактическое (2005 г.) и возможное в перспективе до 2020 г.
производство отдельных видов ТЭР в стране

Источник

Год

2005

2010

2015

2020

1

2

3

4

5

Электроэнергия, млрд кВтч

Всего, в т.ч.

948,1

980 1070

1040 1200

1120 1370

АЭС

149,1

170 – 190

190 – 260

220 – 300

ГЭС

174,6

175 – 190

190 – 200

200 – 220

ТЭЦ

344,4

350 – 367

360 – 390

375 – 435

КЭС

280,0

290 – 325

300 – 350

325 – 415

Уголь, млн т

Всего

298,3

340 360

380 430

400 500

Газ, млрд м3

Всего

635,9

575 640

580 660

500 680

Топочный мазут, млн т

Всего

55

45

35

30

Централизованное тепло, млн Гкал

Всего, в т.ч.

1422

1500 - 1560

1560 - 1630

1630 - 1710

ТЭЦ

665

710 - 735

750 - 780

790 - 825

Котельные

679

700 - 730

705 - 735

710 - 750

Окончание табл. 2

1

2

3

4

5

АИТ

3

6

12

22 - 24

ВЭР

72

80 - 85

90 - 94

97 - 102

ВВЭ

3

4

7

10

Таблица 3

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

Год

2005

2010

2015

2020

Электроэнергия, млрд кВтч

936

1040

1160

1290

Уголь*, млн т

167,4

180

200

225

Газ, млрд м3

396,7

410

410

400

Топочный мазут, млн т

20

17

15

12

* без коксующегося угля

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

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

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

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

Таблица 4

Расчет необходимого количества первичных ТЭР для производства

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

Вид конечной энергии

Требуемая выработка

Удельный расход условного топлива

Необходимое количество первичных ТЭР,

млн. т у.т.

Электроэнергия, млрд. кВтч.

700–850

280 г у.т./кВтч.

200–240

Тепловая энергия, млн. Гкал.

1500-1575

160 кг у.т./Гкал

240–250

Итого:

440 – 490

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

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

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

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

Рис. 4. Фрагмент графа возможного развития ТЭК страны

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

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

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

  • сокращение доли природного газа в ТЭБ (с тем, чтобы максимально сбалансировать ее структуру);
  • связанное с этим же увеличение доли угля в ТЭБ страны;
  • увеличение возможностей получения первичной энергии путем развития атомной энергетики и (где возможно) гидроэнергетики, а также использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии, особенно на территориях изолированных регионов;
  • увеличение эффективности использования первичных ТЭР;
  • обновление морально и физически устаревшего оборудования во всех отраслях ТЭК;
  • повышение энергетической независимости на уровне федеральных округов.

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

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

Таблица 5

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

Год

Потребности

Производство

Баланс

Резерв

Внутренние потребности

Сальдо внешних перетоков РФ

Всего

АЭС

ГЭС

ТЭЦ

КЭС

Всего

2010

1040

18

1058

188

190

366

314

1058

0

12

2015

1160

23

1183

255

202

386

340

1183

0

17

2020

1300

26

1326

297

218

426

385

1326

0

54

Таблица 6

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

Расходная часть

Приходная часть

Резерв производства

Внутренние потребности

Экспорт

Всего

Импорт

Производство

Всего

2010 г.

Всего, в т.ч.

647

335

983

61

922

983

34

уголь

144

52

196

12

184

196

32

газ

480

245

725

49

676

725

2

топ. мазут

24

38

62

0

62

62

0

2015 г.

Всего, в т.ч.

662

349

1011

68

943

1011

65

уголь

162

53

215

10

205

215

53

газ

480

268

748

57

690

748

12

топ. мазут

20

28

48

0

48

48

0

2020 г.

Всего, в т.ч.

746

385

1130

75

1056

1130

11

уголь

255

54

309

9

300

309

0

газ

474

307

780

66

715

780

11

топ. мазут

17

24

41

0

41

41

0

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

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

Таблица 7

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

Федеральный округ

Год

2005

2010

2015

2020

Северо-Западный

78

73

71

66

Центральный

94

89

87

78

Приволжский

95

94

93

76

Южный

94

94

94

84

Уральский

88

80

77

66

Сибирский

22

22

24

24

Дальневосточный

13

14

17

17

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

  • бездефицитность перспективного баланса энергии;
  • уменьшение критической доли доминирования природного газа в стране, в целом, и во всех федеральных округах европейской части страны (рационализация с позиций ЭБ структуры перспективного ТЭБ);
  • более равномерная структура выработки электроэнергии на различных источниках.

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

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

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

Дефицит инвестиций и соответствующий износ оборудования жестко сказывается на реконструкции ГТС. Сегодня приходится говорить об угрожающем снижении технически возможной производительности (ТВП) системы, т.к. в предыдущие годы затраты на их реконструкцию не превышали 20-30 % от требуемых. Необходимость резкого увеличения затрат на реконструкцию ГТС очевидна, это подтверждает ситуация 2004-2005 гг., когда по причине дефицита ТВП были ограничены возможности перераспределения потоков газа для ремонта отдельных участков газопроводов. В начале 2006 г. ситуация была усугублена сильными морозами и соответственно ростом потребления газа в европейской части России. По данным информационного агентства «РИА ТЭК» суточная подача газа предприятиям РАО ЕЭС, которая должна была составлять в этот период 315,4 млрд. м3 была сокращена в среднем на 23%. При этом пострадали больше всего Каширская и Рязанская ГРЭС, Петербургская и Воронежская генерирующие компании. В этот период они вынуждены были использовать резервное топливо – в основном топочный мазут. Московская энергосистема снизила долю газа в структуре потребления КПТ с 90% до 50%. Кроме российских потребителей были ограничены суточные поставки газа и в страны – импортеры. Так поставки российского газа в Венгрию были снижены на 20%, в Сербию – на 25%, в Италию – на 5%. Ключевую роль в невозможности подачи потребителям увеличенных объемов газа в период значительного похолодания сыграло не просто отсутствие резервов пропускной способности ГТС, но и явный дефицит ТВП, не позволяющий производить серьезных маневров с целью максимизации пропускаемых объемов газа по сети в условиях чрезвычайных ситуаций.

       Анализ ситуации с финансированием программ реконструкции ГТС показывает, что до 2009-2010 гг. лимитирующим фактором по объемам добычи газа в НПТР станет величина ТВП ГТС и для выхода на соразмерность объемов добычи газа в НПТР и величины ТВП ГТС необходимо, по крайней мере в этот период,сделать сопоставимыми инвестиции на объекты добычи в НПТР и на реконструкцию ГТС, резко увеличив затраты на реконструкцию.

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

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

Таблица 8

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

Субъекты РФ

Возможный дефицит газа, %

Повторяемость результатов, %

Северная Осетия

70 - 90

85

Ингушетия

70 – 90

85

Дагестан

70 - 90

80

Санкт-Петербург и Ленинградская область

50 - 70

75

Москва и Московская область

20 – 40

55

Татарстан

40 – 60

55

Калининградская область

70 - 90

50

Костромская область

40 – 60

45

Курская область

70 - 90

40

Белгородская область

70 - 90

40

Липецкая область

70 - 90

20

Тамбовская область

70 - 90

20

Кировская область

70 - 90

20

Ярославская область

70 - 90

20

Пермская область

70 - 90

15

Рязанская область

20 – 40

10

Нижегородская область

20 – 40

10

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

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

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

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

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

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

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

2. Блок надежности топливо- и энергоснабжения региона

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

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

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

3. Блок состояния ОПФ систем энергетики на территории региона

3.1. Степень износа ОПФ энергетического хозяйства региона.

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

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

В исследованиях было учтено, что республика Карелия относится к группе регионов с холодным климатом (температура наиболее холодной пятидневки на основной территории ниже минус 30°С1).

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

Таблица 9

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

Год

Текущее
значение

Пороговые значения

Текущее состояние

Предкризисное (ПК)

Кризисное (К)

%

2001

92

гр. 3

К

2002

92

100

< 100

К

2003

91

К

2004

91

К

2005

91

К

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

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

Таблица 10

Характеристика состояния индикаторов блока производственной и ресурсной обеспеченности системы
топливо- и энергоснабжения на территории республики Карелия2

Год

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

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

1.3. Возможности удовлетворения потребностей в КПТ из собственных источников региона

Текущее значение

Группа

Текущее состояние

Текущее значение

Группа

Текущее состояние

Текущее значение

Группа

Текущее состояние

Пороговые значения

Пороговые значения

Пороговые значения

Предкризисное

(ПК)

Кризисное

(К)

Предкризисное

(ПК)

Кризисное

(К)

Предкризисное

(ПК)

Кризисное

(К)

доли единицы

доли единицы

%

2001

0,99

гр. 1

Н

6,16

все регионы

Н

1,69

гр. 2

К

2002

0,97

0,5

0,3

Н

6,04

1,5

1,2

Н

2,14

60

40

К

2003

0,94

Н

5,88

Н

2,61

К

2004

0,93

Н

5,80

Н

4,50

К

2005

0,87

Н

5,44

Н

5,24

К

Таблица 11

Характеристика состояния индикаторов блока надежности системы топливо- и энергоснабжения на территории республики Карелия

Год

2.1. Доля доминирующего ресурса в общем
потреблении КПТ

2.2. Доля наиболее крупной электростанции в установленной электрической мощности

Текущее значение

Пороговые значения

Текущее состояние

Текущее значение

Пороговые значения

Текущее состояние

Предкризисное (ПК)

Кризисное (К)

Предкризисное (ПК)

Кризисное

(К)

%

%

2001

45,15

гр. 2

ПК

25,02

гр. 1

Н

2002

44,33

40

70

ПК

25,05

50

70

Н

2003

43,48

ПК

25,05

Н

2004

46,40

ПК

25,05

Н

2005

37,12

Н

25,05

Н

Таблица 12

Характеристика значений индикаторов блока состояния ОПФ
систем энергетики на территории республики Карелия

Год

3.1. Степень износа ОПФ
энергетического хозяйства региона

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

Текущее значение

Пороговые значения

Текущее состояние

Текущее значение

Пороговые значения

Текущее состояние

Предкризисное
(ПК)

Кризисное
(К)

Предкризисное (ПК)

Кризисное

(К)

%

%

Все регионы

Все регионы

40

60

2

1

2001

60,3

К

1,2

ПК

2002

61,4

К

1,4

ПК

2003

62,2

К

1,4

ПК

2004

62,4

К

1,3

ПК

2005

62,9

К

1,6

ПК

В табл. 13 представлен процесс получения комплексной оценки качественного состояния ЭБ региона согласно формуле 19.

Таблица 13

Качественная оценка состояния энергетической безопасности на территории республики Карелия

Год

Порядковые номера оцениваемых индикаторов ЭБ

Сумма удельных
весов по состояниям

Качественное состояние
ЭБ

1.1

1.2

1.3

2.1

2.2

2.3

3.1

3.2

Границы состояний3

Удельные веса индикаторов4

К

ПК

Н

0,104

0,138

0,133

0,120

0,079

0,170

0,127

0,129

0,4 - 1

0,7 - 1

2001

Н

Н

К

ПК

Н

К

К

ПК

0,43

0,249

0,321

К

2002

Н

Н

К

ПК

Н

К

К

ПК

0,43

0,249

0,321

К

2003

Н

Н

К

ПК

Н

К

К

ПК

0,43

0,249

0,321

К

2004

Н

Н

К

ПК

Н

К

К

ПК

0,43

0,249

0,321

К

2005

Н

Н

К

Н

Н

К

К

ПК

0,43

0,129

0,441

К

На основании комплексной оценки уровня ЭБ территорий СЗФО приходится констатировать, что в целом ситуация с обеспечением энергетической безопасности не может считаться приемлемой ни на одной из территорий округа. Предкризисной ситуацию можно считать в Вологодской области, республике Коми, Мурманской и Ленинградской области с г. Санкт-Петербургом. На всех этих территориях налицо, прежде всего, чрезвычайно высокая зависимость территорий от привозных первичных ТЭР и высокий износ ОПФ энергетики. При наличии всех вышеперечисленных проблем с обеспечением ЭБ Калининградская область в 2005 г. перешла из кризисного в предкризисное состояние формально только лишь за счет введения в действие 1-го блока Калининградской ТЭЦ-2 (улучшение значений индикаторов обновления мощностей и износа ОПФ энергетики). В то же время ввод данного блока на газе резко приблизил значения индикатора, характеризующего долю доминирующего ресурса (западно-сибирского газа) к области кризисных значений и соответственно ослабил возможности области по удовлетворению резко возрастающего спроса на КПТ в условиях ЧС. В Архангельской области и в Карелии ситуацию с обеспечением ЭБ можно трактовать уже как кризисную в силу еще более негативного состояния важнейших индикаторов ЭБ. Самой тяжелой среди территорий СЗФО следует признать ситуацию в Псковской и (особенно) в Новгородской областях, где ситуация кризисна практически по всем индикаторам и в последние пять лет имеет устойчивую отрицательную динамику.

Что касается территорий СибФО ситуация с обеспечением ЭБ здесь положительно отличается от СЗФО. Как и следовало ожидать, лучшее состояние по энергетической безопасности в округе наблюдается у традиционно энергоизбыточных, самообеспеченных по основным видам ТЭР регионов – Иркутской и Кемеровской областей, а также у Томской области. В целом уровень их энергетической безопасности можно считать приемлемым. В Читинской области ни один из отслеживаемых индикаторов ЭБ в последние три года не располагается в зоне кризисных значений. Близко к приемлемому, по многим факторам, можно считать состояние энергетического хозяйства Красноярского края. Кроме указанных выше, в зоне предкризисных значений по итоговой оценке уровня энергетической безопасности, располагая территории по мере обострения ситуации, можно указать Омскую области, республики Хакассию и Бурятию, Новосибирскую область и Алтайский край. Наиболее острая ситуация с обеспечением энергетической безопасности в республике Тыве. Устойчиво кризисная ситуация с конца 1990-х годов еще и усугубилась в 2004 г., после того как доминирующий ресурс в республике (уголь) стал составлять более 97% в балансе КПТ, практически полностью вытеснив топочный мазут и прочие виды топлива.

В результате необходимо отметить, что вне зависимости от итоговых интегральных оценок состояния энергетической безопасности, в большинстве анализируемых территорий имеет место острая негативная ситуация с состоянием ОПФ энергетики и обновлением генерирующих мощностей.

       Исходной базой для выбора мер по повышению уровня ЭБ регионов являются результаты систематизации угроз нарушения топливо- и энергоснабжения потребителей в аспектах, описываемых соответствующими индикаторами ЭБ регионального уровня, а также опыт проведения исследований с участием автора по проблемам исследования ЭБ страны и ее регионов. С использованием указанной исходной базы возможные направления мер по обеспечению ЭБ регионов страны в работе структурированы следующим образом:

  1. Совершенствование структуры ТЭК и систем энергетики с позиций обеспечения их живучести и повышения надежности топливо- и энергоснабжения.
  2. Разработка и внедрение нового оборудования и технических усовершенствований в интересах повышения уровня надежности топливо- и энергоснабжения потребителей.
  3. Проведение производственно-технических мероприятий по повышению готовности систем энергоснабжения к работе в чрезвычайных ситуациях с минимизацией возможного ущерба для потребителей.
  4. Различного рода деятельность потребителей ТЭР по сокращению спроса и более эффективному использованию ТЭР, по повышению гибкости потребительских энергоустановок в отношении качества и параметров энергоносителей.

В работе приводятся примеры конкретных мер соответствующих каждому из направлений, объективно приемлемые для большинства территорий страны.

Основные результаты и выводы работы

Основной результат следующий. Создана научно-методическая база для исследования вариантов развития ТЭК страны и ее регионов с позиций обеспечения требований энергетической безопасности и формирования направлений повышения уровня энергетической безопасности. При создании названной научно-методической базы были получены следующие самостоятельные результаты:

1. Проведен анализ методического и практического опыта решения задач управления развитием ТЭК страны и оценены возможности использования этого опыта при учете фактора энергетической безопасности в задачах развития энергетики России и ее регионов. При этом показано, что наработанный практический и методический опыт по моделированию ТЭК учетом требований надежности топливо – и энергоснабжения и СЭ с учетом требований живучести может быть использован для исследований, касающихся учета фактора энергетической безопасности в задачах развития энергетики страны и ее регионов.

2. Обоснована необходимость разработки специальных методических подходов и инструментальных средств для оценки проблем в развитии отраслей ТЭК с позиций энергетической безопасности и выработки направлений разрешения этих проблем. При этом показано, что для комплексного исследования проблем энергетической безопасности и оценки возможностей надежного топливо- и энергоснабжения потребителей на уровне регионов страны в различных условиях функционирования энергетики необходимо использовать многоуровневую технологию, включающую взаимосвязанные исследования на балансовой модели ТЭК и имитационных моделях отраслей, учитывающих особенности исследований проблем энергетической безопасности.

3. Разработаны методические основы оценки уровня энергетической безопасности страны и ее регионов. Показано, что индикативный анализ может быть основой для получения оценки уровня энергетической безопасности и что комплексная оценка уровня энергетической безопасности должна проводиться, как на базе использования фактической статистической либо ожидаемой информации об энергетических процессах, так и на базе модельных исследований.

4. Разработан методический аппарат формирования направлений корректировки сценариев развития энергетики страны и регионов с позиций обеспечения требований энергетической безопасности.

5. На основе систематизации информационной базы по всем отраслям ТЭК в части ожидаемых изменений их производственных возможностей до 2020 г. проведена апробация методического аппарата формирования направлений корректировки предлагаемых вариантов развития энергетики страны и регионов с позиций обеспечения требований энергетической безопасности и сформулированы соответствующие направления. При этом показано, что:

  • созданный методический аппарат может быть использован для дальнейших исследований проблем обеспечения энергетической безопасности страны и регионов;
  • использование методов комбинаторного моделирования во взаимосвязи с отбором перспективных состояний энергетики, удовлетворяющих требованиям энергетической безопасности, позволяет формировать возможные траектории развития энергетики в той или иной мере предпочтительные с позиций требований энергетической безопасности;
  • полученные и отобранные в результате исследований варианты развития энергетики есть смысл объединять в более общие траектории; характеристики наиболее рациональной с позиций энергетической безопасности траектории могут представлять собой общие направления корректировки различных сценариев развития энергетики;
  • к 2020 г. возможно перераспределение объемов использования газа и угля в качестве КПТ, что в значительной степени позволит смягчить последствия возможной реализации стратегических угроз энергетической безопасности.

6. Оценена роль газовой отрасли в обеспечении надежного топливо- и энергоснабжения потребителей страны и ее регионов на современном этапе и в перспективе на фоне роли других отраслей ТЭК. Показано, что:

  • в настоящее время природный газ в значительной степени доминирует в обеспечении потребителей страны первичными ТЭР и в балансе КПТ; такая тенденция сохранится и в среднесрочной перспективе;
  • существуют значительные проблемы с перспективами увеличения объемов добычи природного газа в России; проблемы связаны с высокой выработанностью работающих в настоящее время месторождений Западной Сибири и со значительной стоимостью выхода в новые районы газодобычи;
  • приросты доказанных запасов углеводородов в течение длительного времени не покрывают даже физические объемы добычи (не говоря уже о коэффициенте извлечения);
  • в силу высокого износа основных производственных фондов газотранспортной сети технически возможная производительность системы недопустимо снижена; в некоторых случаях реализации чрезвычайных ситуаций ГТС не позволяет пропускать требуемые потоки газа;
  • в период до 2010–2011 гг. лимитирующим фактором по объемам добычи газа в Западной Сибири станет величина технически возможной производительности газотранспортной системы;
  • для выхода на соразмерность объемов добычи газа в Западной Сибири и величины ТВП ГТС необходимо (в период до 2010–2011 гг.) сделать, по крайней мере, сопоставимыми инвестиции на объекты добычи в НПТР и на реконструкцию ГТС, резко увеличив затраты на реконструкцию;
  • в современных условиях организации топливо- и энергоснабжения регионов европейской части при реализации крупномасштабных аварий на важнейших пересечениях магистральных газопроводов существует ряд регионов, где дефицит газа и соответственно значительный дефицит КПТ будут иметь место в большинстве аварийных ситуаций;
  • в связи с возможными ожидаемыми трудностями в перспективном получении достаточных с позиций ЭБ объемов природного газа варианты использования газа новых месторождений должны быть тесно увязаны с требованиями обеспечения ЭБ страны в целом.

7. Оценены уровни энергетической безопасности субъектов Российской Федерации, располагающихся на территориях Сибирского и Северо-Западного федеральных округов, сформулированы основные критические моменты в организации систем топливо- и энергоснабжения этих субъектов с позиций энергетической безопасности. Анализ результатов оценки показал адекватность использованных методических подходов и позволил выявить наиболее критические места в организации системы топливо- и энергоснабжения анализируемых регионов. При этом, был сделан вывод о том, что значительная часть регионов Северо-Западного федерального округа находится в кризисном состоянии по обеспечению своей энергетической безопасности, связано это, прежде всего, с высоким износом ОПФ энергетики, что характерно практически для всех субъектов РФ, и в т.ч. для регионов с крайне высокой долей доминирования природного газа в балансе КПТ.

8. Обоснованы основные направления мер по повышению уровня энергетической безопасности регионов страны.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

  1. Пичурина М.И., Сендеров С.М., Янченко В.А. Модель оценки состояния  единой системы нефте- и нефтепродуктоснабжения, как инструмент для исследования ее живучести / Материалы Всесоюзного семинара по методам анализа трубопроводных систем. - Иркутск, СЭИ, 1991. С. 132–135.
  2. Клименко С.М., Сендеров С.М., Янченко В.А. Исследование проблем повышения устойчивости и экологической безопасности магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов / Материалы международного семинара по новым информационным технологиям управления развитием и функционированием трубопроводных систем энергетики. - Иркутск, СЭИ, 1993. С. 119–126.
  3. Воропай Н.И. Клименко С.М. Криворуцкий Л.Д., Сендеров С.М. и др. О сущности и основных проблемах энергетической безопасности России. Известия Академии наук. Энергетика. 1996. № 3. С.38-49.
  4. Воропай Н.И. Клименко С.М. Криворуцкий Л.Д., Сендеров С.М. и др. Некоторые проблемы энергетической безопасности России и ее регионов. - Энергетика России в переходный период: проблемы и научные основы развития и управления / Под ред. А.П. Меренкова. - Новосибирск: Наука. Сиб.изд.фирма РАН, 1996. - С.23-35.
  5. Воропай Н.И. Клименко С.М. Криворуцкий Л.Д., Сендеров С.М. и др. Энергетическая безопасность России (введение в проблему). Препринт. - Иркутск, СЭИ СО РАН, 1997. – 57 с.
  6. Клименко С.М. Криворуцкий Л.Д., Сендеров С.М. и др. An outline of main problems in Russian energy security / Труды международной конференции The international emergency society conference 1997 “National and international issues concerning research & applications” June 10-13, 1997, Copenhagen, Denmark, c. 361-370.
  7. Воропай Н.И., Клименко С.М., Сендеров С.М., Славин Г.Б. Основные положения и методология мониторинга и индикативного анализа энергетической безопасности России и ее регионов. - Препринт. - Иркутск, ИСЭМ СО РАН, 1998. – 67 с.
  8. Сендеров С.М., Хрусталева Н.М., Янченко М.И. Системы магистрального транспорта углеводородов в аспекте энергетической безопасности: угрозы и возможные последствия / Материалы 48-го  заседания международного семинара по методическим вопросам исследования надежности больших систем энергетики“, Мурманск, 1997 г. С. 132–138.
  9. Клименко С.М., Пяткова Н.И., Сендеров С.М. и др. Проблемы принятия решений при исследованиях и обеспечении энергетической безопасности России / Системы поддержки принятия решений для исследования и управления энергетикой/ Под ред. А.П.Меренкова.- Новосибирск: Наука. Сиб.предприятие РАН, 1997.- С.14–24.
  10. Клименко С.М., Сендеров С.М. Роль газовой промышленности в обеспечении энергетической безопасности России. - Вiсник Украiнського Бу-динку економiчних та науково-технiчних знань Науково-технiчний журнал, Киев, 1998, № 3, С. 41-45.
  11. Воропай Н.И., Клименко С.М., Сендеров С.М. и др. Основные угрозы энергетической безопасности России в условиях перехода к рыночной экономике. Препринт. - Киев, Общество «Знание» Украины, 1998.
  12. Voropai N., Klimenko S., Senderov S. & oth. Energy security as a factor of the common energy space formation in East Asia / Eastern Energy Policy of Russia and Problems of Integration into the Energy Space of the Asia-Pacific Region // Proceedings of the International Conference (September 22-26, 1998, Irkutsk, Russia).- Irkutsk: ESI SB RAS,1998. P. 170-178.
  13. Бушуев В.В., Воропай Н.И., Мастепанов А.М., Сендеров С.М. и др. Энергетическая безопасность России. - Новосибирск: Наука. Сиб. издательская фирма РАН, 1998. – 302 с.
  14. Воропай Н.И., Клименко С.М., Криворуцкий Л.Д., Сендеров С.М. и др. Основнi положення монiторингу енергетичноi безпеки краiни. - Економiка, енергетика, екология. Науковий журнал, Киев, 1999, № 1, с. 24 – 31.
  15. Бушуев В.В., Мастепанов А.М., Клименко С.М., Сендеров С.М. и др. Исследование проблем энергетической безопасности России и ее регионов / Надежность систем  энергетики: достижения проблемы, перспективы / Г.Ф. Ковалев, Е.В. Сеннова, М.Б. Чельцов и др. / Под ред. Н.И. Воропая. – Новосибирск: Наука. Сиб. предприятие РАН, 1999. – С. 112-165.
  16. Сендеров С.М., Еделев А.В., Еникеева С.М. Информационное обеспечение при исследовании больших трубопроводных систем. - Вычислительные технологии, 1999, том 4, № 5, C. 30 –  35.
  17. Клименко С.М., Сендеров С.М., Храмов А.В. Учет требований энергетической безопасности при развитии нефтегазового комплекса России. - Известия РАН. Энергетика, 1999, № 6, С. 56 – 62.
  18. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Сендеров С.М. и др. Влияние требований энергетической безопасности на функционирование и развитие ТЭК / Топливно-энергетический комплекс России: Современное состояние и взгляд в будущее / Г.В. Агафонов, Е.Д. Волкова, Н.И. Воропай и др. – Новосибирск: Наука. Сиб. издат. фирма РАН, 1999. – С. 99-121.
  19. Клименко С.М., Сендеров С.М. Учет требований энергетической безопасности при развитии нефтегазового комплекса России / Управление природными и техногенными рисками на уровне региона – российский и международный опыт / Сборник докладов 4-го Всероссийского семинара «Риск и страхование».- Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 1999. – С. 134-142.
  20. Бондаренко А.Н., Клименко С.М., Пяткова Н.И., Сендеров С.М. и др. Применение двухуровневой технологии исследований при решении проблем энергетической безопасности / Информационные технологии в энергетике: современные подходы к анализу и обработке информации / Сборник докладов-Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2000.-176 с.
  21. Клименко С.М., Сендеров С.М., Славин Г.Б., Чельцов М.Б. Угрозы энергетической безопасности и их тенденции. Классификация действующих факторов и угроз ЭнБ / Безопасность России. Правовые, социально - экономические и научно - технические аспекты. Энергетическая безопасность (ТЭК и государство) – М.: МГФ «Знание», 2000. – С. 129-141.
  22. Воропай Н.И., Клименко С.М., Пяткова Н.И., Сендеров С.М. и др. Влияние требований энергетической безопасности на тенденции развития энергетики / Системные исследования проблем энергетики/ Л.С.Беляев, Б.Г.Санеев, С.П.Филиппов и др.; Под ред. Н.И.Воропая. - Новосибирск: Наука. Сиб. издат. фирма РАН, 2000. – С. 400-414.
  23. Бондаренко А.Н., Клименко С.М., Криворуцкий Л.Д., Сендеров С.М. и др. Учет межотраслевых аспектов надежности при оценке индикаторов энергетической безопасности / Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 51. Межотраслеваые проблемы и междисциплинарные аспекты исследования надежности систем энергетики. – Сыктывкар, Коми НЦ УрО РАН, 2000. – С. 26-33.
  24. Бондаренко А.Н., Пяткова Н.И., Сендеров С.М., Чельцов М.Б. Применение двухуровневой технологии исследований при решении проблем энергетической безопасности. - Известия РАН. Энергетика, 2000, № 6, С. 31–39.
  25. Клименко С.М., Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М. и др. Основные проблемы и направления обеспечения энергетической безопасности Иркутской области. - Препринт № 3 ИСЭМ СО РАН. – Иркутск, 2001. – 59 с.
  26. Рабчук В.И., Клименко С.М., Пяткова Н.И., Сендеров С.М. Оценка возможностей газовой отрасли в обеспечении энергетической безопасности России в период с 2000 по 2020 гг. - Препринт ИСЭМ СО РАН. – Иркутск, 2001. – 52 с.
  27. Сендеров С.М., Еделев А.В., Еникеева С.М. Исследование живучести ЕСГ и определение путей преодоления ЧС с газоснабжением потребителей, как важная составляющая обеспечения энергетической безопасности страны / Материалы международного семинара по методическим вопросам исследования надежности больших систем энергетики, Казань, 2001 г. с. 45-49.
  28. Сендеров С.М., Еделев А.В. Методика определения "узких" мест в работе единой системы газоснабжения и выбор путей преодоления чрезвычайных ситуаций с газоснабжением потребителей. - Известия РАН. Энергетика, 2002, № 4, С. 57–62.
  29. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М. Глобализация и либерализация мировой экономики и энергетическая безопасность России. - ТЭК, 2002, № 2, С. 12-17.
  30. Богатырев Л.Л., Бочегов А.В., Воропай Н.И., Сендеров С.М. и др. Надежность топливо- и энергоснабжения  и живучесть систем энергетики регионов России. Екатеринбург: Изд-во Уральского университета, 2003. – 392 с.
  31. Voropai N.I., Klimenko S.M., Krivorutsky L.D. and oth. Comprehensive substantiation of the adaptive development of energy systems in terms of changing external conditions / International Journal of Global Energy Issues, Vol. 20, No. 4, 2003, P. 416-424.
  32. Рабчук В.И., Пяткова Н.И., Сендеров С.М., Славин Г.Б. и др. Стратегические угрозы энергетической безопасности России до 2020 г. - Препринт ИСЭМ СО РАН. – Иркутск, 2004. – 41 с.
  33. Клименко С.М., Сендеров С.М. Долгосрочные тенденции развития нефтяной промышленности мира и России. – Известия РАН. Энергетика, 2004, № 1, С. 14–25.
  34. Сендеров С.М., Славин Г.Б. Существующее состояние и основные направления обеспечения энергетической безопасности республики Бурятия. - Препринт ИСЭМ СО РАН. – Иркутск, 2004. – 48 с.
  35. Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М., Славин Г.Б. и др. Энергетическая безопасность России в условиях глобализации и либерализации мировой экономики / Энергетика XXI века: Условия развития, технологии, прогнозы / Беляев Л.С., Лагерев А.В., Посекалин В.В. и др.; Отв. Ред. Н.И. Воропай. - Новосибирск: Наука, 2004. - С. 135 – 147.
  36. Сендеров С.М. Методические аспекты индикативного подхода к оценке уровня энергетической безопасности страны при различных вариантах развития энергетики / Проблемы обеспечения надежности систем энергетики и методы их решения: Сб. статей в 2-х книгах. Книга 1. - Иркутск. ИСЭМ СО РАН, 2005. - С. 214 – 223.
  37. Сендеров С.М. Модельно-индикативный подход к оценке уровня энергетической безопасности страны при различных вариантах развития энергетики. - Известия РАН. Энергетика, 2005, № 4, С. 3–9.
  38. Воропай Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М. Безопасность магистральных газопроводов – один из важнейших аспектов проблемы обеспечения энергетической безопасности России. - Химическая техника, 2005, № 6, С. 16-20.
  39. Воропай Н.И., Кейко А.В., Санеев Б.Г., Сендеров С.М. и др. Тенденции развития централизованной и распределенной энергетики. - Энергия. Экономика, техника, экология, 2005, № 7, С. 2-11.
  40. Воропай Н.И., Кейко А.В., Санеев Б.Г., Сендеров С.М. и др. Централизованная и распределенная, в том числе возобновляемая, энергетика перспективные направления и тенденции / Проблемы развития российской энергетики: материалы научной сессии Президиума Сибирского отделения РАН, г. Новосибирск, 24 февр. 2005 г. – Новосибирск: Издательство СО РАН, 2005. – С.  37 – 55
  41. Пяткова Н.И., Рабчук. В.И., Сендеров С.М. и др. Методические основы формирования направлений корректировки сценариев развития энергетики с позиций энергетической безопасности государства / Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 55. Методические и практические задачи надежности систем энергетики. – Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2005. – С. 136-146.
  42. Воропай Н.И., Кейко А.В., Санеев Б.Г. и др. Курс - на децентрализацию. - Мировая энергетика, 2005, № 10, С. 30 – 32.
  43. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М. и др. Стратегические угрозы энергетической безопасности России / Энергетика России: проблемы и перспективы: труды Научн. Сессии РАН / Под. ред. В.Е.Фортова, Ю.Г.Леонова. – М.: Наука, 2006, С. 73-82.
  44. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М. и др. Газа всем не хватит: после 2010 г. лидерство России в мировой торговле голубым топливом может оказаться под вопросом. - Мировая энергетика, 2006, № 3, С. 38 – 41.
  45. Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М., Еделев А.В. и др. Методические основы выбора направлений корректировки решений по развитию энергетики государства с позиций энергетической безопасности. - Известия РАН. Энергетика, 2006, № 3, С. 21–27.
  46. Рабчук В.И., Сендеров С.М. Способы уменьшения последствий от чрезвычайных ситуаций в энергетике при наличии стратегических угроз энергетической безопасности России. - Известия РАН. Энергетика, 2006, № 4, С. 58–63.
  47. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М. и др. Энергетическая безопасность России: стратегические угрозы. - Энергетическая политика, 2006, Выпуск 1, С. 45 – 53.
  48. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Сендеров С.М. Ахиллесова пята российского ТЭК. - Нефть России, 2006, № 10, С. 7-12.
  49. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М. и др. Стратегические угрозы энергетической безопасности России / ЭКО (экономика и организация промышленного производства). Всероссийский экономический журнал, 2006, № 12, С. 42-58.
  50. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М. и др. Рост экономики и энергетическая безопасность. - Академия энергетики, 2006, № 6 [14], C. 22-30.
  51. Воропай Н.И., Лагерев А.В., Сендеров С.М. и др. Перспективы энергетики России в условиях глобальных вызовов. - Перспективы энергетики, 2006, Т. 10, С. 157-164.
  52. Воропай Н.И., Санеев Б.Г., Сендеров С.М., Соколов А.Д. и др. Топливно-энергетический комплекс Восточной Сибири и дальнего Востока: современное состояние, перспективы развития. - Энергетическая политика, вып. 1, 2007, С. 42-57.
  53. Воропай Н.И., Сендеров С.М., Чельцов М.Б. Оценка энергетической безопасности регионов Сибири и основные направления ее повышения / Материалы VIII Всероссийского совещания «Энергоэффективность и использование возобновляемых источников энергии – основные резервы энергетической безопасности регионов России», Томск, 14 – 16 ноября 2007 г. Томск, ТМДЦ «Технопарк», 2007 г. С. 7–21.
  54. Voropai N.I., Saneev B.G. Energy security of the Northeast Asian countries through energy cooperation. - Northeast Asia Energy Focus, Vol. 4, No. 4, Winter 2007, P. 11-16.
  55. Рабчук В.И., Сендеров С.М. Стратегическая угроза энергетической безопасности – запаздывание с освоением запасов газа. - Академия энергетики, 2007, № 6 [20], С. 22-27.

Сендеров Сергей Михайлович

Методология и практика исследования проблем
энергетической безопасности России
с выделением роли газовой отрасли

Автореферат

Лицензия ИД № 00639 от 05.01.2000. Лицензия ПЛД № 40-61 от 31.05.1999

Бумага писчая. Формат 6084 / 16

Офсетная печать. Усл. печ. л. 

Тираж 100 экз. Заказ № 

Отпечатано полиграфическим участком ИСЭМ СО РАН

664033, Иркутск, ул. Лермонтова, 130.


1 СНиП 2.01.01-82. Строительная климатология и геофизика / Минстрой России. – М.: ГП ЦПП, 1996. – 140 с.

2 Здесь и далее при качественной характеристике текущего состояния ЭБ по индикаторам символы «Н», «ПК», «К» обозначают «нормальное» или «приемлемое» состояние, «предкризисное» и «кризисное» соответственно.

3 Границы состояний обозначают порог изменения качественного состояния, если сумма весов «кризисных» индикаторов превышает 40% общего веса индикаторов, ситуация признается кризисной, если сумма весов индикаторов, находящихся в «нормальном» или «приемлемом» состоянии превышает 70% общего веса индикаторов, ситуацию можно признать приемлемой, в остальных случаях ситуация признается предкризисной. Значения границ обоснованы в работе.

4 Удельные веса индикаторов, используемые согласно формуле 18 при свертке значений индикаторов ЭБ, получены методом интерполяции независимых мнений экспертов в области исследования проблем ЭБ по поводу сравнительной значимости упомянутых индикаторов.







© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

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