Методика выполнения измерений количества природного газа и ее использование для сведения баланса между поставщиком и потребителями в московской области. Большая энциклопедия нефти и газа

Проводится анализ причин возникновения разбаланса природного газа при его реализации конечным потребителям. Анализ проведен c использованием методов математической статистики. Доказывается, что именно метрологический фактор вносит определяющий вклад в общую величину разбаланса газа, которую необходимо постоянно контролировать и поддерживать на допустимом уровне. Обосновывается необходимость создания специальных программно-вычислительных комплексов (ПВК), позволяющих прогнозировать величину разбаланса, а также вносить статистически накопленную информацию в систему в режиме on-line для повышения эффективности принятия управленческих решений при диспетчерском управлении Единой системой газоснабжения (ЕСГ).

Список литературы

1. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика: Учеб. пособие для вузов. М.: Высшая школа, 2003. 479 с.

2. Исикава К. Японские методы управления качеством / Сокр. пер. с англ.; под ред. А. В. Гличева. М.: Экономика, 1988. 214 с.

3. Сухарев М.Г. Методы прогнозирования: Учеб. пособие. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2009. 208 с.

4. СТО Газпром 5.37-2011. Единые технические требования на оборудование узлов измерения расхода и количества природного газа, применяемых в ОАО «Газпром».

5. СТО Газпром 5.32-2009. Организация измерений природного газа.

6. СТО Газпром 2-3.5-454-2010. Правила эксплуатации магистральных газопроводов.

7. РД 153-39.4-079-01. Методика определения расхода газа на технологические нужды предприятий газового хозяйства и потерь в системах распределения газа.

8. Хворов Г.А., Козлов С.И., Акопова Г.С., Евстифеев А.А. Сокращение потерь природного газа при транспортировке по магистральным газопроводам ОАО «Газпром» // Газовая промышленность. 2013. № 12. С. бб-б9.

9. Павловский М.А. Применение методов математической статистики для анализа причин дисбаланса транспорта природного газа в трубопроводной газотранспортной системе // Нефтегазовое дело. 2012. № 1. С. б9-74.

10. Андриишин М.П., Игуменцев Е.А., Прокопенко Е.А. Линейные тренды в диагностике баланса газа // Авиационно-космическая техника и технология. 2008. № 10 (57). С. 213-217.

11. Игнатьев А.А. Оценка причина разбаланса объемов газа в системе «поставщик - потребитель» // Газовая промышленность. 2010. № б. С. 20-22.

12. Андриишин М.П., Игуменцев Е.А. Динамика показателей статистической отчетности дисбаланса газа // Метролопя. 2014. С. 427-430 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://metrology.kharkov.ua/fileadmin/user_upload/data_gc/conference/M2014/pages/08/4.pdf (дата обращения: 15.0б. 2017).

13. Белов Д.Б., Игнатьев А.А., Соловьев С.И. Проблема погрешности измерений при коммерческом учете ресурса (на примере поставки природного газа) // Методы оценки соответствия. 2012. № 9. С. 20-24.

14. Саликов А.Р. Разбаланс в сетях газораспределения // Газ России. 2015. № 4. С. 3б-41.

15. Информационное письмо Федеральной службы по тарифам (ФСТ) от 28.0б.2005 г. Исх. № СН-3923/9 «Об учете потерь газа».

Дополнительные файлы

Для цитирования: Тухбатуллин Ф.Г., Семейченков Д.С. О причинах разбаланса природного газа в системе газораспределения и методах прогнозирования его величины. Территория «НЕФТЕГАЗ» . 2017;(6):14-21.

For citation: Tukhbatullin F.G., Semeichenkov D.S. The Reasons for the Imbalance of Natural Gas in the Gas Distribution System and Methods of its Value Prediction. Territorija “NEFTEGAS” . 2017;(6):14-21. (In Russ.)

Обратные ссылки

• Обратные ссылки не определены.

ISSN 2072-2745 (Print)
ISSN 2072-2761 (Online)

Что такое небаланс газа, и какое место он занимает среди проблем Российского газового рынка?

Структура российского рынка газа обуславливает его проблемы, основной из которых является неадекватный рост внутреннего потребления при одновременном дефиците денежных средств в условиях экономического кризиса. При этом сумма денежных средств, предъявляемых потребителям к оплате за газ в результате расчетно-кассового сопровождения, не соответствует объему газа, приобретенного региональными газовыми компаниями для последующей реализации потребителям. Возникает небаланс, как отклонение объемов закупленного от фактически реализованного газа. Небаланс - разница между общим объемом газа, поступившим от поставщика (по данным узлов учета газа) и объемом газа, реализованным потребителям, в том числе населению и газораспределительной организации (по данным приборов учета газа у потребителей или в случае их отсутствия или несоответствия требованиям стандартов - по установленным нормативам потребления и/или проектной мощности газоиспользующего оборудования).

Небаланс, как и другие проблемы газового рынка, обусловлен операционной деятельностью, но природа его уникальна. Сущность небаланса состоит в том, что он являет собой потери, убытки газового комплекса. В то же время, небаланс может быть идентифицирован как вмененные издержки газового комплекса. Подобное утверждение имеет обоснование в силу ряда причин: во - первых, вертикально - интегрированному комплексу и предприятию по реализации газа обществом, государством вменена обязанность по снабжению природным газом населения. Это прямое значение данного термина. Во - вторых, в бухгалтерском учете данные расходы не просматриваются. Мы видим их отражение в финансовых результатах деятельности предприятий по реализации газа. Анализируя данные управленческого учета, мы получаем данные по величине потерь, носящих скрытый характер, альтернативный, иными словами - вмененный. Это дает нам право рассматривать их как вмененные издержки газового комплекса. Мы рассматриваем небаланс как феномен, индуцирующий вмененные издержки. В конечном счете, они принимают форму потерь, но их экономическая сущность состоит в том, что это, прежде всего, расходы. Это позволяет нам анализировать их структуру с позиции обеспечения качества газоснабжения потребителей. Если рассматривать вмененные издержки с точки зрения структуры, можно выделить элементы расходов на обеспечение качества. Это найдет отражение в следующих параграфах. Понятие небаланса мы будем рассматривать в разных параграфах и будем к нему неоднократно возвращаться в связи с тем, что оно является ключевым в понимании порядка ценообразования.

Решение проблемы устранения небаланса газа рассматривается независимыми техническими специалистами научно-исследовательских институтов при установлении нормативов потребления газа населением в отсутствие приборов учета, в рамках действующей системы законодательства при выявлении фактов незаконного проживания граждан в квартирах, сдаваемых в наем с нарушением процедуры заключения договора, установлении фактов хищения и фальсификации показаний приборов учета потребителями. Все перечисленные факторы небаланса и меры экономического и внеэкономического воздействия, предпринятые в направлении устранения каждого из факторов, не приносят желаемого результата - эффективного сокращения небаланса газа.

Наиболее явные и, вместе с тем, наименее поддающиеся регулированию и устранению факторы, влияющие на формирование небаланса - это проживание без регистрации в квартирах, сдаваемых в наем на незаконных основаниях, а также хищение газа путем самовольного подключения к газораспределительным сетям. Распространенность данных явлений может быть проиллюстрирована с помощью сети Internet: контент -анализ запроса по признаку - единице анализа текста «Проживание без регистрации» регистрирует частоту (регулярность) проявления признака на 13 млн. страниц , «хищение газа, самовольное подключение к газопроводу» - 7 032 страницы .

Фактором, усугубляющим потери, обусловленные небалансом, является перекрестное субсидирование в области цен на газ для потребителей внутреннего рынка РФ. Цены на газ для населения существенно ниже цен на газ для прочих потребителей.

С 2005 г. наблюдается консервация процесса выравнивания цен для населения до уровня цен для промышленных потребителей .

Отклонение цен реализации газа населению от цен реализации газа промышленным потребителям, %

В 2009 г. отклонение цен реализации газа населению от цен реализации газа промышленным потребителям составило в 11 регионах 26%, в прочих 11 регионах РФ - 29%. Подавляющее большинство регионов РФ получают газ для дальнейшей реализации промышленным потребителям по ценам, превышающем цены для населения на 22-28%. Величина перекрестного субсидирования в остальных достигает 11-27%.

Учитывая курс Правительства на сглаживание перекрестного субсидирования и полный отказ от него, возможен значительный рост небаланса в связи с удорожанием газа, используемого для коммунально-бытовых нужд населения . Данное обстоятельство повлечет существенное отклонение фактических показателей РКРГ от их плановых значений, следствием чего будет являться усугубившийся дефицит собственных средств для финансирования основной деятельности РКРГ.

Достоин особого внимания значимый аспект небаланса: в связи с тем, что нормы расхода газа, разрабатываемые независимой научно- исследовательской организацией и утверждаемые исполнительными органами власти субъектов РФ в установленном порядке не предна значены для отражения динамично изменяющихся условий каждого хозяйствующего субъекта (домовладения), объективно возникает небаланс между нормой и условиями фактического расхода газа. Факторы, формирующие небаланс и усугубляющие его, требуют критического анализа и отдельного исследования. Это направление получит развитие в параграфе

Г.В. Асатиани, директор МУП «Одинцовские теплосети»,

к.т.н. Б.М. Беляев, к.т.н. А.И. Вересков, д.т.н. В.Г. Патрикеев, проф. ВНИИМ,

В.Н. Царьков, гл. инж. ГУП «Мособлгаз», В.А. Шиляев, гл. инж. ЗАО «Аскон»

Количество природного газа -величина, которая оплачивается юридическим лицом, поэтому она является центральной в операциях учета энергоносителей. Остановимся только на двух сторонах учета: на проблеме определения количества природного газа и его погрешности и на сведении баланса между поставщиком и потребителями, имеющими приборный учет и не оснащенными приборным контролем.

Госстандартом РФ выполнена большая работа по обеспечению единства измерений количества природного газа с использованием первичных преобразователей, основанных на различных методах измерения (с использованием

сужающих устройств, различных тел вращения в потоке и др.).

Независимо от метода измерения, первая проблема в измерении количества состоит в определении теплофизических характеристик природного газа. С этой целью используется ГОСТ 30319-96. Как правило, плотность (в стандартных и рабочих условиях), коэффициент динамической вязкости, показатель адиабаты, нижнее и верхнее значение теплотворной способности газа измеряются не прямым, а косвенным методом, т.е. по установленным в ГОСТ 30319-96 уравнениям и по измеренным значениям абсолютного давления, температуре и компонентному составу природного газа рассчитываются теплофизические характеристики (вручную или автоматически). При этом вносится ряд погрешностей, основными из которых являются следующие:

1. Погрешности информационных каналов по измерению абсолютного давления и температуры, которые в основном определяются классом точности преобразователей давления и температуры, погрешностью регистрирующих приборов и точностью планиметрирования диаграмм записей(включая формирование условно-постоянных величин), по которым определяется величина абсолютного давления и температуры. Нестабильность режимов эксплуатации узлов учета вынуждает проектировщиков закладывать завышенные верхние пределы измерения первичных преобразователей давления, что приводит к увеличению погрешности измерения абсолютного давления. Экономия в датчиках температуры является источником больших погрешностей, так как температура на узле поставщика может отличаться от температуры на узле потребителя как в сторону уменьшения, так и увеличения в зависимости от сезона, условий размещения узла учета и других факторов.

2. В связи с необходимостью обработки диаграмм записей и косвенным методом определения расхода и количества были введены(ГОСТ 8.563.1,2-97) условно-постоянные величины, что связано с недостаточной точностью учета по среднему значению радиуса записи на диаграммных дисках, которые определяются путем планиметрирования диаграмм за 24 часа, как это рекомендовалось отмененным РД 50-213-80. Условно-постоянная величина (на заданном интервале времени) - это величина параметра, отклонение которой от среднего значения на заданном интервале времени вызывает дополнительную систематическую погрешность при измерении количества, которую можно оценить по известной формуле (5.2.6. ГОСТ 8.563.2-97). Если значение этой погрешности не удовлетворяет требуемой точности, то интервал времени уменьшают, пока не будет достигнута требуемая точность. По существу, проблема состоит в разбиении периода времени на интервалы при вычислении интеграла сложной функции с заданной точностью на основе графической информации. Поскольку расчет количества газа является трудоемким, выбор интервалов стараются проводить экономно, что приводит к разбиению на интервалы разной продолжительности. По-прежнему не решена проблема выбора интервала времени, в пределах которого давление и температура одновременно остаются условно-постоянными.

3. В зависимости от метода измерения расхода, режимов эксплуатации трубопроводов, на которых они установлены, от состояния внутренней поверхности трубопровода зависит надежность измерения. Опыт эксплуатации узлов учета показывает, что наиболее надежным методом измерения количества остается метод переменного перепада давления с сужающими устройствами, так как он устойчиво работает в условиях гидравлических ударов и загрязнения природного газа продуктами коррозии и посторонними предметами, которые остаются после реконструкции трубопроводных сетей, вибраций измерительных трубопроводов, изменения температуры окружающей среды и других факторов.

Метод переменного перепада давления основан на возникновении разности давления на сужающем устройстве, пропорциональной величине расхода. Поэтому все вышесказанное относится к каналу измерения разности давления, возникающей на сужающем устройстве.

4. Одним из основных источников погрешности определения теплофизических характеристик природного газа является суточное изменение его состава, определить который можно только на дорогостоящих промышленных хромографах. Для обеспечения единства измерений количества достаточно пользоваться одинаковыми данными на узлах поставщика и потребителей. При этом будет возникать некоторая погрешность, но баланс от этого не зависит, так как учет ведется по расходу в стандартных условиях, что эквивалентно учету по массовому расходу в масштабе плотности в стандартных условиях. Если масштаб у всех участников коммерческого учета будет одним и тем же, независимо от его достоверности, то это не приведет к возникновению погрешности в количестве природного газа одного участника учета по отношению к другому. Необходимо только следить, чтобы в вычислители в процессе учета вносилась оперативная информация о составе газа, что не всегда имеет место на практике.

Подводя итоги проведенному анализу, можно утверждать, что проблема точности измерения количества является многосторонней, требующей внимания при проверке конкретного узла учета и формировании условно-постоянных величин. Процедура государственного метрологического контроля и надзора за узлами учета должна быть обязательной, независимо от ведомственной принадлежности юридического лица, и выполняться в порядке и в сроки, установленные ПР 50.2.022-99.

Наиболее законченным в метрологическом отношении является метод переменного перепада давления с сужающими устройствами. В последнее время разработан ряд нормативных документов, устанавливающий порядок и методику выполнения измерения расхода и количества природного газа и других энергоносителей. К этим документам относятся: ГОСТ 8.563.1/.3-97, ГОСТ 30319.0/.3-96, ПР 50.2.022.-99, МИ 2578-2000, МИ 2585-2000. В последнее время утверждены рекомендации МИ 2588-2000, которые расширяют область применения измерительных комплексов до уровня, имеющего место в РД 50-213-80, и разрабатывается документ, регламентирующий первичную проверку измерительных трубопроводов на базе ПР 50.2.022-99.

В процессе разработки комплекса технической документации вырабатываются средние нормы погрешности конкретного узла учета по расходу и количеству природного газа. Без выполнения этой работы с 1 октября 2000 года эксплуатация узла учета является некоммерческой.

Для расчета количества газа и абсолютной погрешности измерения количества на каждом интервале времени используют программы, рекомендованные к применению Госстандартом России, в частности программный комплекс Флоуметрика, разработанный ВНИЦ СМВ и ВНИИМС, а также паспортные данные узла учета, на котором проводились измерения. Путем суммирования получают количество газа V и абсолютные погрешности его измерения aV за сутки и за отчетный период.

Возникает разница в количестве газа по результатам измерений, равная разности между количеством поставщика и суммарным количеством потребителей из-за того, что результаты измерений количества по показаниям узлов учета поставщика и потребителей содержат погрешности, имеется ряд структур городского хозяйства, не охваченных приборным контролем, а также часть газа относят к утечкам. Эту разность называют исходным небалансом. ВНИИМС совместно с ГУП «Мособлгаз» проанализировали задачу сведения баланса между поставщиком и потребителями и связанную с ней проблему определения учетных количеств, подлежащих оплате.

Вопросы определения учетных количеств природного газа при расчетах между поставщиком и потребителями являются весьма актуальными ввиду значительных величин небаланса, возникающего при сопоставлении результатов измерений, полученных на узлах учета. Величина небаланса нередко достигает 20-30% от общего количества, измеренного поставщиком. Возникающая неопределенность при взаимных расчетах приводит к существенным экономическим потерям, поскольку при больших значениях небаланса потребители не в состоянии оплатить разницу в измерениях, составляющую небаланс, а государство в лице поставщиков несет соответствующие убытки. В связи с этим разработка подхода, позволяющего научно обоснованно распределять небаланс при учете количества природного газа, является важной задачей.

Положение осложняется существованием двух законодательных документов: «Правил поставки газа», утвержденных Госдумой РФ, и «Правил учета газа», утвержденных Минтопэнерго и газовой инспекцией. Первый документ отдает предпочтение поставщику, т.е. данным газораспределительных станций (ГРС) без указания на существование абсолютной погрешности узла учета. Второй документ регламентирует взаимоотношения между поставщиком и потребителями, где рекомендуется учитывать абсолютные погрешности узлов учета участников коммерческих операций с газом.

Результатом анализа сложившегося положения в Московской области является создание МИ 2578-2000, в которой предлагается решение задачи сведения баланса с помощью статистической обработки совокупности результатов измерения на всех узлах учета поставщика и потребителей при соблюдении условия сохранения общего количества: отпущенное поставщиком количество должно быть равно сумме количеств, полученных потребителями. Это и есть условие баланса. Принятый подход является теоретически обоснованным и использует оптимальную статистическую процедуру обработки данных, и полученные таким способом значения количества являются более точными по сравнению с исходными результатами измерений количества газа по данным узлов учета.

В заключение отметим, что, поскольку меньшую долю потерь при распределении небаланса несут поставщики и потребители, узлы учета которых более точные, предлагаемый подход стимулирует участников учетных операций к проведению мероприятий, направленных на модернизацию устаревших узлов учета, и строгому соблюдению условий проведения измерений, регламентируемых соответствующими нормативными документами. Это, в конечном итоге, должно привести к уменьшению существующих в настоящее время величин небаланса измеренных количеств природного газа и, тем самым, уменьшить экономические потери.

В настоящее время ГУП «Мособлгаз» приступил к опытной эксплуатации МИ 2578-2000, по результатам которой будут внесены коррективы.

| скачать бесплатно Методика выполнения измерений количества природного газа и ее использование для сведения баланса между поставщиком и потребителями в Московской области , Асатиани Г.В., Беляев Б.М., Вересков А.И., Патрикеев В.Г., Царьков В.Н.,Шиляев В.А.,

Настораживающие перспективы…

Еще в ноябре 2005 г. в Газпроме был утвержден баланс газа по единой системе газоснабжения (ЕСГ) на 2006-2008 гг. По мнению специалистов российского газового холдинга, именно среднесрочное прогнозирование поставок газа по ЕСГ представляется оптимальным, так как в долгосрочной перспективе растет неопределенность с экспортными контрактами, объемами внутреннего потребления, темпами ввода в строй новых месторождений. Однако среднесрочное планирование «скрадывает» долговременные тренды как добычи, так и потребления российского природного газа, которые не могут не настораживать (рис. 1).

Рис. 1. Дисбаланс добычи, экспорта и внутреннего потребления газа

Источники: данные ЦДУ ТЭК, ОАО «Газпром», расчеты экспертов ИПЕМ

* - прогноз добычи газа в РФ на 2010-2020 г. приведен на базе оптимистического варианта Энергетической стратегии России на период до 2020 г.

** - прогнозы экспорта и внутреннего потребления газа в России на период после 2010 г. учитывают экспорт российского природного газа в страны АТР (Китай) и США, прогнозную динамику увеличения поставок российского газа в Европу (+3,5% в год), а также прогнозные темпы увеличения внутреннего потребления (+2,6% в год).

В первом квартале этого года в газовой отрасли страны произошли, по крайней мере, два значимых события, полярных по своей сути.

С одной стороны, это введение графика №1 (График подачи газа ОАО «Газпром» потребителям в условиях чрезвычайных ситуаций, предусматривающий ограничение поставок газа промышленным потребителям) в дни наиболее суровых морозов этой зимы, когда страна впервые за много лет столкнулась с реальной угрозой нехватки газа для внутреннего потребления. С другой - подписание экспортного контракта с Китаем, предусматривающего поставки 80 млрд. куб. м российского газа в «Поднебесную» уже с 2011 г., причем 40 млрд. куб. м газа будут поставляться из месторождений Западной Сибири - основного донора европейских газовых поставок и внутрироссийского газового потребления...

На фоне бурно обсуждавшихся в прессе успехов Газпрома на переговорах с китайскими партнерами на второй план отошло сообщение о конфиденциальном письме президента Международного энергетического агентства Клода Мандиля, адресованном министрам энергетики стран Большой восьмерки к мартовской встрече в Москве. В письме недвусмысленно ставились под сомнение возможности России как гаранта энергетической безопасности Европы в газовой сфере.

В этой связи напрашивается крамольный вопрос, а хватит ли российского газа на всех?При существующих темпах роста внутреннего потребления и экспорта, безусловно, нет. Собственная добыча газа в России уже сейчас не обеспечивает всех потребностей внутреннего и внешних рынков в российском газе. Неслучайно, Газпром всеми силами укрепляет свои позиции в Туркмении, Узбекистане и Казахстане, газ которых в постоянно растущих объемах поставляется по экспортным контрактам Газпрома в страны ближнего зарубежья, а также для удовлетворения части внутреннего спроса. Анализ среднесрочного баланса газа по ЕСГ, разработанного ОАО «Газпром», показывает, что в 2006-2008 гг. разница между добычей газа, экспортом и внутренним потреблением еще будет покрываться за счет импорта дополнительных объемов среднеазиатского газа (возможные объемы импорта среднеазиатского газа ОАО «Газпром» определяются не столько долгосрочными российско-туркменскими соглашениями в газовой сфере, сколько возможностями газотранспортных систем САЦ (44-45 млрд. куб. м) и Бухара-Урал (14 млрд. куб. м). В 2007 г. пропускная мощность этих систем будет увеличена с 60 млрд. куб. м до 70 млрд. куб. м, а после 2010 г. - до 100 млрд. куб. м.). Однако уже в 2010 г., по расчетам экспертов Института проблем естественных монополий (ИПЕМ), объем дефицита может достичь 120 млрд. куб. м газа, а к 2020 г. - 343 млрд. куб. м (рис.1). Такой дефицит только импортом среднеазиатского газа покрыть не удастся. Таким образом, российский газовый баланс уже к 2010 г. рискует превратиться в газовый дисбаланс.

Причины дисбаланса

Главными составляющими проблемы дисбаланса являются ограниченные возможности увеличения добычи газа в стране, опережающий рост экспорта российского голубого топлива и растущее внутреннее потребление газа.

Ограниченные возможности по наращиванию добычи газа в стране обусловлены переходом большинства (70%) крупнейших месторождений, разрабатываемых ОАО «Газпром», в стадию падающей добычи, а также продолжительными сроками ввода в эксплуатацию новых месторождений Ямала и Восточной Сибири (после 2010 г.).

Компенсировать падение добычи на газодобывающих предприятиях ОАО «Газпром» могли бы независимые производители газа, располагающие достаточными запасами голубого топлива и месторождениями, готовыми к разработке. Однако увеличение добычи независимых производителей газа сдерживается технологическими ограничениями по доступу независимых к «трубе». Позиция «Газпрома», как собственника газотранспортной системы, основана на утверждении об ограниченной пропускной способности газотранспортной инфраструктуры, фактическая мощность которой не позволяет пропускать дополнительные объемы газа по основным транспортным коридорам, соединяющим ЯНАО с основными центрами газопотребления, расположенными в европейской части страны. «Газпром» пытается решить проблему путем «расшивки» узких мест принадлежащей ему «трубы», но темпы работ отстают от быстрорастущих потребностей страны и зарубежных потребителей в российском голубом топливе.

Тем не менее, даже решение проблемы доступа независимых производителей газа к «трубе» не позволит значительно увеличить объемы добычи газа в стране, а лишь приведет их в соответствие с заложенными в оптимистический вариант Энергетической стратегии показателями на период 2010-2020 гг., чего будет явно недостаточно для покрытия растущего спроса на газ (рис.1).

Опережающее развитие российского экспорта природного газа связано с быстрорастущим спросом на российский природный газ в Европе, перспективами российских экспортных поставок газа в страны АТР и США, а также увеличением поставок газа в страны ближнего зарубежья (рис. 2).

Рис 2. Структура российского газового экспорта

Источники: данные ОАО «Газпром», ЦДУ ТЭК, расчеты экспертов ИПЕМ

Согласно прогнозным оценкам экспертов ИПЕМ, спрос на российский газ в странах Европы будет расти на уровне 3,3-3,5% в год (в 2005 г. доля российского газа в структуре европейского газового импорта превысила 40%). Наращивание экспорта в страны Европы стимулирует благоприятная конъюнктура внешних рынков, где средние цены на российский газ более чем в 5 раз превышают внутрироссийские (по данным ООО «Газэкспорт», в 2005 г. выручка российской газовой монополии от продажи газа в страны Европы составила 26,1 млрд. долл., а в 2006 г. она вырастет, как минимум, до 33 млрд. долл.) (рис.3).

Подписанные в марте этого года соглашения в газовой сфере с Китаем сняли неопределенность с поставками газа в страны АТР в долгосрочной перспективе (2011-2020 гг.), способствуя, таким образом, дополнительному увеличению объемов российского экспорта.

Рис. 3. Соотношение внутренних и экспортных цен на газ

Источники: данные ЦДУ ТЭК, расчеты экспертов ИПЕМ

Более запутанной выглядит ситуация с российским экспортом газа в страны ближнего зарубежья, который, согласно утвержденному балансу газа на 2006-2008 гг., будет значительно сокращен за счет передачи части российских экспортных контрактов на поставку среднеазиатского газа странам ближнего зарубежья (Украина, Азербайджан, Молдова) швейцарской компании RosUkrEnergo (RUE).

Тем не менее, поставки газа для RUE, де-факто, также являются частью российского экспорта, поскольку Газпром продает RUE принадлежащий ему среднеазиатский газ по условиям международного таможенного транзита. Из этого следует, что физически объемы поставок газа в страны ближнего зарубежья уменьшаться не будут. Меняется механизм поставок, но не их объемы, которые все равно будут выбираться из среднеазиатского газа, принадлежащего ОАО «Газпром».

Таким образом, физические объемы экспорта газа, принадлежащего ОАО «Газпром», в страны ближнего зарубежья будут расти и к 2015-2020 гг. оцениваются экспертами ИПЕМ на уровне 95-100 млрд. куб. м в год.

Если растущий экспорт увеличивает доходы газовиков, то растущее внутреннее потребление газа лишь добавляет им головной боли. В 2004 г. внутреннее потребление газа в стране вышло на показатели, заложенные в оптимистическом варианте Энергетической стратегии России на 2020 г. При сохранении существующих ежегодных темпов роста внутреннего потребления газа (+2,6%) к 2020 г. оно вырастет до 630 млрд. куб. м. Увеличение внутреннего потребления газа уже к 2010 г. создаст трудности для России в сфере выполнения долгосрочных экспортных контрактов на поставку газа. Замедление темпов наращивания экспорта газа в связи с увеличением внутреннего потребления отмечено и в «Сценарных условиях социально-экономического развития Российской Федерации на 2007 г. и на период до 2009 г.», подготовленных Минэкономразвития России в марте этого года.

Пути решения проблемы

В этой связи напрашивается вывод, что для решения проблемы нарастающего дефицита природного газа в стране необходимо либо увеличить объемы добычи сверх показателей, заложенных в Энергетической стратегии на период до 2020 г., либо сократить экспорт природного газа, либо ограничить внутреннее потребление газа.

Однако значительное увеличение объемов добычи сегодня не представляется реально выполнимым как в среднесрочной, так и в долгосрочной перспективе.

Ограничивать поставки газа в Европу невыгодно ни «Газпрому», ни государству, которое получает более 40% от экспортной выручки за проданный газ в виде налогов и таможенных платежей. Более того, стабильность поставок российского газа в Европу является не только гарантией высокого уровня доходов государственной казны, но и мощным инструментом российской геополитики, значение которого будет только возрастать.

Простое же ограничение внутреннего потребления газа в стране путем регулярного введения графика №1 каждую холодную зиму неизбежно негативно отразится на темпах экономического роста.

В этой связи возможным выходом из сложившейся патовой ситуации может стать не простое директивное ограничение подачи газа потребителям, а оптимизация внутреннего потребления газа в стране.

Наиболее крупными потребителями природного газа в России являются электроэнергетика (170 млрд. куб. м. или 39% от общего внутрироссийского потребления), а также население и ЖКХ (135 млрд. куб. м. или 31%; В данном случае под населением и ЖКХ понимается коммунально-бытовой сектор (13%) и котельнопечное хозяйство (18%), суммарная доля поставок газа для нужд которых и составляет указанную величину потребления газа в ЖКХ). Соответственно, в этих секторах экономики и заложен наибольший потенциал для оптимизации внутреннего газопотребления (рис.4).

Рис. 4. Структура потребления природного газа в России

Источник: данные ИНЭИ РАН

Перспективы оптимизации газопотребления в электроэнергетике

Производство электроэнергии в России, в основном, сосредоточено на тепловых электростанциях. Их доля в структуре производства электроэнергии в стране превышает 65%. Основным топливом ТЭС является природный газ, доля которого в топливном балансе РАО ЕЭС России превышает 70%. Более того, в европейской части России доля газовых ТЭС в структуре электроэнергии, вырабатываемой тепловыми ТЭС, превышает 80%.

Рост экономики и развитие промышленности влечет за собой рост потребления электроэнергии. Учитывая, что основной прирост энергопотребления приходится на европейскую часть страны, это означает дальнейшее увеличение потребления газа в электроэнергетике.

Альтернативой газовой энергетике в европейской части страны может стать развитие атомной энергетики, призванной покрыть растущий дефицит генерирующих мощностей в обозримом будущем до 2020 г., а также возрождение на новой технологической основе угольной генерации.

По оценкам экспертов ИПЕМ, в европейской части страны до 2020 г. реально построить 13 атомных энергоблоков мощностью 1 ГВт каждый, тем более что в стране уже есть, как минимум, 20 подготовленных площадок под их строительство. Ввод в эксплуатацию новых энергоблоков может начаться уже с 2008 г. Расчеты показывают, что ежегодный объем инвестиций в реализацию столь масштабного проекта составит 1,4-1,5 млрд. долл.

При условии финансирования проекта государством возврат средств может осуществляться за счет налоговых и таможенных поступлений от экспортной реализации газа, замещенного в электроэнергетике благодаря развитию атомной генерации.

Ввод в эксплуатацию одного энергоблока АЭС мощностью 1 ГВт позволит высвободить из ежегодного газопотребления в электроэнергетике до 2,3 млрд. куб. м газа. Экспорт этого объема газа в Европу обеспечит ежегодное поступление в государственную казну 250 млн. долл. при текущей средней экспортной цене на газ в 230 долл. за 1000 куб. м и отчислений в пользу государства в размере 110 долл. с каждых 1000 куб. м. Именно эти средства и обеспечат возврат государственных капитальных вложений.

По расчетам ИПЕМ, возврат средств государству может начаться через три года после начала проекта, а через 7 лет ежегодные доходы государства от реализации соответствующих объемов природного газа покроют ежегодные затраты на его финансирование. Срок окупаемости проекта составляет 13 лет (рис. 5.).

Рис. 5. Обоснование экономической эффективности проекта строительства 13 блоков АЭС до 2020 г., млрд. долл.

Источник: расчеты экспертов ИПЕМ

В перспективе, реализация данного проекта позволит заместить около 30 млрд. куб.м из ежегодного потребления газа электроэнергетикой. Вместе с тем, надо понимать, что развитие атомной энергетики покроет будущие потребности электроэнергетики в дополнительной генерации и позволит сэкономить газ, который, в противном случае, направлялся бы на удовлетворение потребностей энергетики в обозримом будущем.

В этой связи сокращение доли газа в текущем топливном балансе российской электроэнергетики возможно через ускоренное развитие угольной генерации, в том числе и в европейской части России.

Современные технологии обогащения и сжигания угля, широко применяемые в Западной Европе, США и Китае, обеспечивают не только высокую экологичность, но и высокую энергоэффективность угольной энергетики. КПД современных угольных станций в Европе сегодня уже сопоставим с КПД газовых ТЭС. В этой связи увеличение угля в топливном балансе российской электроэнергетики является экономически обоснованным шагом для государства, обладающего 17% мировых запасов угля (для сравнения, доля угля в топливном балансе электроэнергетики Китая - более 80%, в странах Западной Европы - 55-60%, в США - более 60%, а в России - только 27%).

По предварительным оценкам РАО ЕЭС России, в европейской части РФ есть 27 газовых электростанций установленной мощностью порядка 12 ГВт, изначально спроектированных под уголь. Обратный перевод этих станций на уголь позволит высвободить к 2020 г. порядка 27 млрд. куб. м газа. Минимальная стоимость реализации проекта составит 1,6-1,7 млрд. долл. из расчета 60-63 млн. долл. на перевод одной станции, однако ежегодные доходы государства от экспорта высвободившихся объемов газа (2,9-3,0 млрд. долл.) в перспективе с лихвой покроют затраты на проект.

Задача оптимизации внутреннего потребления газа в электроэнергетике касается не только перспектив газозамещения, но и повышения энергоэффективности работы самих газовых ТЭС. Сегодня 31% электроэнергии РАО ЕЭС России производится на низкоэффективных тепловых станциях, работающих, преимущественно, на газе. При этом общий объем природного газа, расходуемого в неэффективной генерации тепловых станций составляет, по оценкам самих энергетиков, 30-35 млрд. куб. м.

По самым скромным подсчетам, повышение эффективности генерации газовых станций РАО ЕЭС России путем замены устаревших паросиловых турбин и расширенного внедрения парогазовых установок, позволит к 2010 г. высвободить порядка 9-10 млрд. куб. м газа из текущего потребления. К 2020 г. величина экономии газа за счет модернизации газовых ТЭС может удвоиться.

Таким образом, только оптимизация внутреннего потребления газа в электроэнергетике поможет высвободить около 26 млрд. куб. м газа к 2010 г. и еще порядка 52 млрд. куб. м - к 2020 г.

Возможности газосбережения в ЖКХ

Наиболее энергорасточительным сегментом ЖКХ служат системы централизованного теплоснабжения (СЦТ): котельные, ТЭЦ и контуры теплотрасс. Ежегодно в СЦТ теряется до 30% от произведенного тепла или 88-89 млн. т.у.т первичных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР). Учитывая, что доля газа в структуре топлива, использующегося для производства тепла, составляет примерно 60%, нетрудно рассчитать, что ежегодно в виде прямых потерь теплоснабжения теряется порядка 66 млрд. куб. м газа.

Главными причинами такой огромной энергорасточительности служит высокий износ основных фондов теплоснабжения, теплорасточительные технологии укладки теплотрасс, а также низкий КПД теплогенерирующих мощностей.

По данным Центра по эффективному использованию энергии, средний износ основных фондов в сфере муниципального теплоснабжения составляет 68%. Около 50% котельных, работающих на газе, имеют фактический КПД ниже 80%, из них 32% - ниже 60%. При этом КПД большинства газовых котельных в Западной Европе превышает 95%.

Ситуация усугубляется практически полным отсутствием обязательного учета расхода тепла, а также низкими тепловыми характеристиками жилого фонда, на обогрев которого расходуется в 4-5 раз больше тепла, чем в северных странах Европы.

По расчетам экспертов теплоэнергетики, только внедрение новых технологий теплоизоляции труб может сократить прямые потери тепла в сетях на 30-40%. Установка теплосчетчиков в тепловых пунктах также приведет к сокращению теплопотребления, поскольку расчетные лимиты подачи тепла населению, бюджетной сфере и промышленным предприятиям существенно превышают реальное теплопотребление. Не надо также забывать и о повышении энергоэффективности теплогенерации за счет переоборудования части газовых котельных и ТЭЦ.

В целом, по расчетам экспертов ИПЕМ, реализация только этих мероприятий к 2010 г. может обеспечить экономию внутреннего потребления газа в теплоснабжении на уровне 25-30 млрд. куб. м в год, а к 2020 г. - 50-60 млрд. куб. м.

Как видно из проведенного анализа, оптимизация внутреннего потребления газа в стране действительно может решить проблему нарастающего газового дефицита. Как уже говорилось выше, в 2010 г. ожидается дефицит газа в объеме 120 млрд. куб. м газа, оптимизация внутреннего потребления может сократить дефицит на 51-56 млрд. куб. м, а оставшуюся разницу уже реально восполнить импортом среднеазиатского газа. В дальнейшем, оптимизация внутреннего газопотребления в стране даст не только прямой, но и опосредованный эффект за счет замедления темпов роста газопотребления в стране, что позволит скорректировать неблагоприятный прогноз газового дефицита на 2020 г. в сторону уменьшения.

Механизмы оптимизации газопотребления

Очевидно, что задачу газосбережения в таких капиталоемких отраслях, как энергетика и ЖКХ, бизнесу решить не под силу, и без помощи государства здесь не обойтись. Более того, государство само получит реальную выгоду от решения этой задачи, благодаря экономии газа, который можно будет пустить на экспорт и получить дополнительный приток средств в государственную казну.

В этой связи представляется целесообразной разработка и скорейшая реализация комплексной государственной программы оптимизации внутреннего потребления газа в российской электроэнергетике и ЖКХ. Ключевым механизмом реализации программы должно стать выделение государственных средств на финансирование развития атомной энергетики, стимулирование развития угольной энергетики, внедрение парогазовых установок в газовой генерации, а также повышение энергоэффективности ЖКХ в части теплоснабжения. Компенсация расходов государства на повышение энергоэффективности электроэнергетики и ЖКХ будет обеспечиваться доходами государства от экспорта газа, высвободившегося в результате реализации мероприятий газосбережения.

Таким образом, чтобы газовый баланс не стал газовым дисбалансом, необходима согласованная программа действий в различных отраслях экономики, направленная на оптимизацию внутреннего потребления газа и повышение энергоэффективности народного хозяйства. Только в этом случае самая богатая в мире по запасам газа страна не столкнется с проблемой газового дефицита уже в обозримом будущем.

Булат Нигматулин, д.т.н., профессор, первый заместитель генерального директора ИПЕМ

Алексей Громов, к.г.н., руководитель отдела исследований газовой отрасли ИПЕМ

Журнал "Нефть и капитал"

Май 2006 года