Приложение к мониторингу сми 13. 09. 11

Вид материала

Документы

Содержание ТАРИФЫ Тариф предвыборный//Правительство согласилось сдержать рост тарифов монополий//Ведомости Это решение на 100% связано с предвыборным периодом — правительство не хочет принимать непопулярных решений, считает партнер ФБК ИСПОЛЬЗОВАНИЕ УГЛЯ В ЭНЕРГЕТИКЕ//АНАЛИТИКА Новое старое топливо//Исторические переломы вытеснили уголь из энергетики//Независима Собственный путь или как у всех? Как сжигаешь, то и пожнешь Дайте углю шанс! Что делать? АНАЛИТИКА//ПРОГНОЗЫ Газовый рынок Европы//Крах индустрии энергетических прогнозов – К.Симонов//Независимая газета Необходимые вводные Основные изменения в спросе и импорте Предложение слишком скромное А что же Россия?

Подобный материал:

• Приложение к мониторингу сми 05. 10., 474.17kb.
• Приложение к мониторингу сми 03. 10., 495.54kb.
• Приложение к мониторингу сми 07. 10., 955.68kb.
• Приложение к мониторингу сми 03. 08., 322.64kb.
• Приложение к мониторингу сми 15. 08., 506.98kb.
• Ооо «Информанализ» отчет по мониторингу сми «Мониторинг упоминаний компании «Байер», 289.79kb.
• Высылаем примерный план проведения Недели одв-2011. Кпроведению Недели одв -2011 просим, 46.37kb.
• Среда деятельности сми, 1016.63kb.
• Анализ упоминаемости в сми ромир и конкурентов Обзор сми за 23 ноября 2009 год, 1675.83kb.
• Задача курса познакомить студентов со спецификой функционирования современных сми;, 269.35kb.

ПРИЛОЖЕНИЕ К МОНИТОРИНГУ СМИ от 13.09.11


СОДЕРЖАНИЕ

ТАРИФЫ

Тариф предвыборный//Правительство согласилось сдержать рост тарифов монополий//Ведомости

Основным бенефициаром решения стал кандидат в президенты от правящей партии — рост потребительских тарифов произойдет только с 1 июля 2012 г.


Дмитрий Казьмин


13.09.2011, 171 (2937)


Тарифы на газ и электроэнергию будут повышены не с начала 2012 г., а с 1 июля, объявил вчера премьер Владимир Путин. Всегда это происходит с 1 января, что «разгоняет инфляцию с начала года», объяснил он. Из заявлений Путина следует, что цены на газ повысятся не более чем на 15% (7,1% в целом за 2012 г.), темпы роста цен на электроэнергию он не назвал (Минэкономразвития предлагало 5-6%, в годовом выражении получается около 2,5-3%).


Исключение Путин сделал для РЖД — тарифы вырастут уже с 1 января на 6%, — объяснив это масштабной инвестпрограммой монополии. Кроме того, премьер пообещал РЖД дополнительную помощь в конце 2011 г. — до 40 млрд руб.


Вчерашнее решение стало итогом почти полугодового обсуждения. В апреле Путин поручил министерствам просчитать вариант роста тарифов, ограниченного инфляцией, — 5-6% в 2012 г. Ранее утвержденный вариант содержал преимущественно двузначные цифры.


Это решение на 100% связано с предвыборным периодом — правительство не хочет принимать непопулярных решений, считает партнер ФБК Игорь Николаев: «Рост затрат на газ и электроэнергию обязательно ускорил бы инфляцию». В электроэнергетике и газе большая доля поставок населению, у РЖД — подавляющая часть приходится на грузы, добавляет гендиректор Института проблем естественных монополий Юрий Саакян.


Ограничение роста тарифов поможет сдержать инфляцию, говорит Максим Петроневич из Центра развития Высшей школы экономики. Прямое влияние монополий на инфляцию — около 15%, но есть и косвенное, замечает он, ведь дорожают из-за тарифов и другие товары. По его расчетам, доля тарифов — 2,5 п. п. в 7,5-8% инфляции этого года (прогноз Минэкономразвития ниже — 5-6%). А вот перенос повышения тарифов на 1 июля поможет не замедлить инфляцию, а сгладить рост цен, продолжает он, — компенсировать рост тарифов летней дефляцией.


Сдерживание роста тарифов может ударить по инвестпрограммам монополий, добавляет Петроневич, но у них есть существенный ресурс в повышении эффективности расходов. Ни одна из монополий серьезно не пострадает, считает Саакян: например, сдерживание роста тарифов для энергетиков отчасти компенсировано меньшим ростом цен на газ, являющийся основным сырьем тепловых станций.


Впрочем, даже «Газпром», тарифы для которого вырастут самыми большими темпами, может быть недоволен. В начале года предполагалось, что тарифы на газ вырастут на 15% уже с 1 января 2012 г. В таком случае, по расчетам ФСТ, «Газпром» мог получить около 944 млрд руб. выручки от продажи газа в России (с учетом поставок собственным электростанциям). А с новым вариантом индексации выйдет менее 880 млрд руб. выручки. Представители «Газпрома» и РЖД отказались от комментариев. С представителем ФСК ЕЭС связаться не удалось.


//13.09.11//osti.ru/newspaper/article/267244/tarif_predvybornyj#ixzz1XokmThAk

Правительство объявляет тарифные каникулы//Большей части госмонополий ценники разрешат переписать лишь с 1 июля 2012 года //"Коммерсантъ"

№170 (4711), 13.09.2011


Бюджет на 2012-2014 годы будет окончательно утвержден в правительстве и направлен в Госдуму 20 сентября — вчера комиссия Белого дома по бюджетным проектировкам утвердила последние значимые решения по бюджетной конструкции. Пока главной особенностью бюджета на 2012 год станут сильно "зажатые" тарифы госмонополий: цены на тепло и электроэнергию повысятся на уровне прогнозной инфляции и вместе с ценами "Газпрома" (который увеличит тариф на 15%) вырастут не с 1 января, а с 1 июля 2012 года. РЖД, полугодовой тарифной скидки избежавшее, увеличит тариф лишь на "инфляционные" 6% с компенсацией в размере €1 млрд из бюджета.


Бюджетная комиссия Белого дома на своем вчерашнем заседании одобрила основные параметры бюджета на 2012-2014 годы, доработанные Минфином в начале сентября. С первых минут заседания комиссии премьер-министр Владимир Путин не просто поддержал идею Минфина ускоренного сокращения дефицита бюджета в следующем году с 3,7% до 1,5%, но и предложил в дальнейшем продолжить снижать этот показатель. Владимир Путин рассчитывает, "что позитивная макроэкономическая динамика позволит в дальнейшем скорректировать эти позиции в позитивную сторону". 8 сентября Минфин увеличил бюджетный прогноз стоимости российской нефти в 2012 году до $100 (см. "Ъ" от 9 сентября). Еще в июне Минфин строил бюджетные расчеты, исходя из среднегодовой цены нефти в следующем году $93 за баррель. Изменение прогноза увеличило доходы бюджета в 2012 году до 11,8 трлн руб., а расходы — до 12,7 трлн руб. Эти расчеты премьер на вчерашнем заседании комиссии подтвердил. По прогнозам главы правительства, "российская экономика к началу будущего года полностью преодолеет последствия кризисного спада и продолжит свой рост, формируя устойчивые поступления в госказну".


Минфин такую уверенность Белого дома в стабильном экономическом положении поддерживает весь сентябрь. Так, перед заседанием бюджетной комиссии вице-премьер и министр финансов Алексей Кудрин объявил о сокращении программы заимствований в 2011 году на 300 млрд руб. и полном отказе от займов на внешнем рынке капиталов. "У нас немного снизится плановый объем заимствований на внутреннем рынке с 1,7 трлн заимствований: будет около 1,4 трлн, и нам не потребуется выходить на внешний рынок в этом году",— подтвердил Алексей Кудрин . Необходимость в заемных средствах, по мнению Алексея Кудрина, отпала по итогам исполнения бюджета 2011 года, который он рассчитывает завершить полностью сбалансированным по доходам и расходам.


Еще одно объявленное решение комиссии — ограничение роста тарифов. Оно весьма жестко: лишь тарифы на газ будут проиндексированы на 15%, а цены на электроэнергию и тепло — лишь на уровне прогнозной инфляции. Кроме того, сроки индексации тарифов перенесены на полгода — с 1 января 2012 года на 1 июля 2012 года. Исключение сделано для ОАО РЖД — индексация тарифов запланирована на 6% с 1 января 2012 года. Также компания получит компенсацию из бюджета в размере 40 млрд руб.— примерно столько же, сколько компания и предполагала получить на развитие.


Идея Белого дома если не аннулировать, то по крайней мере значительно смягчить традиционный "тарифный скачок" в начале 2012 года имеет сразу несколько измерений. С одной стороны, это отчетливо предвыборный шаг: для промышленности "тарифные каникулы" госмонополий на первое полугодие 2012 года могут во многом стать аналогом "бюджетного стимула" и привести к изменению если не объема инвестиций в экономику РФ в будущем году, то хотя бы инвестиционных настроений накануне президентских выборов. Неконтролируемые тарифы госмонополий традиционно признавались предпринимателями в опросах 2009-2011 годов ключевой проблемой в открытии нового бизнеса или расширении производственных мощностей. С другой стороны, отказ от январского повышения тарифов может стать "тестированием" реальной ситуации в секторе госмонополий: "тарифная защита" и сектора ЖКХ, и энергетики, предпринятая Белым домом в 2008-2009 годах, позволила избежать острого кризиса, например, в энергетике. Однако к 2010 году, как отмечал "Ъ", сильно опережающий рост инфляции рост тарифов госмонополий уже не сказывался на рентабельности компаний, работающих в секторе,— прибыли, полученные от повышенных тарифов, аккуратно выводились из экономики и реинвестировались лишь частично.


Наконец, новое наступление правительства на инфляцию — это явно антикризисная мера: если учесть, что настроения правительственных экономистов сейчас склоняются к высокой вероятности развития долгового кризиса в ЕС осенью-зимой 2011 года, то подготовка антиинфляционного бюджета достаточно необычный шаг Минфина. Пока неизвестно, в какой степени Белый дом ориентируется на стабильно высокие нефтяные цены и приток капитала в 2012 году в экономику России — последний достаточно жестким бюджетом и снижением инфляции действительно мог бы быть стимулирован. Уже сейчас и первый зампред ЦБ Алексей Улюкаев, и многие экономисты инвестбанков считают прогноз роста индекса потребцен в 2011 году (7%) легко достижимым. В случае же, если экономике РФ придется иметь в конце 2011 года дело не только с "зажатыми" тарифами, но и с продолжением оттока капитала при относительно крепком рубле, решительная борьба с инфляцией может обернуться к середине 2012 года (во всяком случае, в промышленном секторе) экзотической проблемой — ощутимым снижением рублевых цен.


//13.09.11//rsant.ru/doc-y/1771977

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ УГЛЯ В ЭНЕРГЕТИКЕ//АНАЛИТИКА

Новое старое топливо//Исторические переломы вытеснили уголь из энергетики//Независимая газета

2011-09-13


Григорьев Александр Владимирович - кандидат экономических наук, руководитель отдела стратегических исследований Института проблем естественных монополий (ИПЕМ); Рудаков Евгений Николаевич - руководитель отдела экономико-математического моделирования ИПЕМ.


После долгого периода стагнации, когда потребление электроэнергии падало, а генерирующие мощности сокращались, а затем не менее сложного периода реформ, когда потребление росло, а мощности – нет, российская электроэнергетика наконец вступает в новый этап, связанный с осуществлением крупномасштабного строительства новых генерирующих мощностей. По итогам 2010 года было введено в строй свыше 3,2 ГВт новых мощностей, что уже существенно превышает уровень среднегодовых показателей вводов 2000-х годов в 1–1,5 ГВт в год. Основная часть новых мощностей, как вводимых, так и планируемых, – это тепловые электростанции, среди которых доминирующее положение, как и на протяжении многих лет, занимают газовые ТЭС. Плюсы электростанций такого типа хорошо известны: высокий КПД, хорошие экологические характеристики, короткие сроки строительства, высокая масштабируемость и многое другое. Вспомним и о минусах, а вернее, о главном недостатке газовой генерации – цене топлива. Если цена на газ во всем мире фактически привязана к стоимости нефти, цена которой во многом определяется факторами далекими от энергетики, то цена на уголь от цен на нефть зависит мало, и рост стоимости угля за последние 10 лет существенно отставал от роста цен на голубое топливо.


Почему же тогда в других странах доля угольных электростанций в общем объеме генерирующих мощностей столь сильно отличается от нашей электроэнергетики? Может быть, у России какой-то собственный путь или дело в чем-то другом?


Собственный путь или как у всех?


Посмотрим, почему же так получилось, что сегодня только в европейской части России доля газа в топливном энергобалансе составляет свыше 80%, а в целом по России – более чем 2/3 от общего объема потребляемых в генерации топливно-энергетических ресурсов. Ответ на этот вопрос – в области истории отечественной энергетики. В отечественной истории хороший шанс для опережающей модернизации электроэнергетики был получен в 60–70-е годы прошлого века, когда произошло открытие и освоение крупных месторождений газа в восточной части страны, а мировая атомная энергетика сделала серьезный практический рывок от военно-экспериментальной в сторону гражданской и коммерческой. Советское правительство, безусловно, разумно распорядилось открывшимися возможностями: масштабный перевод угольных электростанций в европейской части страны с угля на газ и не менее масштабное строительство там же новых атомных генерирующих мощностей должны были позволить решить сразу несколько задач. Руководство СССР предполагало, что форсированный перевод энергетики на дешевый в то время газ позволит в течение 20–25 лет провести меры по повышению эффективности работы угольной промышленности, даст время для внедрения и освоения передовых технологий сжигания угля. Итогом этого многолетнего плана должна была стать современная энергетика, по своей экономической эффективности и структуре не просто соответствующая требованиям, предъявляемым промышленно развитой экономике, но и способная обеспечить устойчивое развитие страны на многие десятилетия вперед. К сожалению, этим планам не было суждено сбыться, и среди главных причин, помешавших их осуществлению, были: сначала чернобыльская катастрофа, по понятным причинам серьезно затормозившая развитие отечественной атомной энергетики и не позволившая довести до конца уже начатое строительство многих АЭС, а потом и распад Советского Союза. К тому моменту дешевый газ прочно занял свое место в энергетике страны, потеснив в нем в первую очередь уголь, а во вторую – не дав занять свою долю атомной энергетике.


В остальном мире судьба угля в энергетике была менее трагичной, хотя стоит, пожалуй, указать на два примера массового вытеснения угля из энергетики развитых стран. Первый пример – это Великобритания, для которой открытие огромных месторождений нефти и газа в Северном море в 70-е годы прошлого века дало возможность не только снизить зависимость от импортируемых энергоносителей, но и впоследствии закрыть свою угольную промышленность: одну из старейших в мире, но объективно проигрывавшую глобальную конкурентную борьбу. Франция – второй пример того, как из соображений национальной энергетической безопасности и роста эффективности экономики страна избавилась от собственной угольной промышленности, заменив ее на по тем временам суперсовременный ядерно-энергетический комплекс. В других же странах угольная энергетика не только не была предана забвению, но и получила второе дыхание: новые технологии позволили довести основные экологические характеристики угольных ТЭС практически до газовых аналогов, а по показателям КПД порой даже сравняться с ними. Что это за технологии?


Как сжигаешь, то и пожнешь


Главным технологическим аспектом, определяющим применение угля в электроэнергетике, является технология его сжигания. Именно она, по сути, определяет все основные технико-экономические параметры и характеристики угольной электростанции. На сегодняшний день используются следующие основные технологии сжигания угля: факельное сжигание; низкотемпературное вихревое сжигание; сжигание в кипящем слое; газификация угля.


Факельное сжигание на нынешний день – самый распространенный способ использования угля в электроэнергетике. Измельченный до пылеобразного состояния и обогащенный до необходимых значений уголь подается (вдувается в составе воздушной смеси) в топку, где происходит его сгорание при температуре свыше 1200оС. Главные минусы этой технологии – невозможность обеспечить полное сгорание угольно-воздушной смеси и высокий уровень выхода загрязняющих веществ в дымовых газах. Для их удаления, соответственно, необходимо устанавливать и обслуживать дорогостоящие системы очистки. Можно даже сказать, что современная угольная электростанция при использовании данной технологии представляет симбиоз собственно электростанции и химзавода по утилизации дымовых газов.


Технология низкотемпературного вихревого сжигания (ВИР-технология) является отечественной разработкой. Как и при обычном факельном сжигании, происходит вдувание угольной смеси в топку. Ключевое ее отличие от обычного факельного сжигания угля – создание при помощи вихревых потоков воздуха двух зон сжигания: низкотемпературное сжигание осуществляется в нижней, а высокотемпературный дожиг – в верхней части топки. Преимущества технологии – более полное сгорание топлива и низкий выход вредных веществ за счет более низкой температуры горения угля. Немаловажно, что в топке можно использовать уголь крупного помола вплоть до 100 мм, что, во-первых, дает экономию на установке по приготовлению угольной пыли, а во-вторых, повышает общую безопасность ТЭС. Не секрет, что пылеугольная воздушная взвесь представляет собой опасную взрывоопасную субстанцию и ее исключение из технологической цепочки – немалый плюс данного способа сжигания угля.


Сжигание в кипящем слое и, как ее разновидность, сжигание в циркулирующем кипящем слое (ЦКС) базируется на развитии идеи слоевого сжигания в топке. В отличие от классического слоевого сжигания, когда размолотый до определенного размера кусков уголь сжигается на решетке в топке, при использовании ЦКС из-под решетки подается под давлением воздух. Сочетание определенного размера помола угля и скорости подачи воздуха позволяют осуществлять сгорание не на самой решетке, а над ней. Происходит сгорание частиц угля в воздухе, уголь как бы кипит. Не полностью выгоревший уголь улавливают и циклически возвращают в зону горения до полного его выгорания.


Главные преимущества ЦКС – хорошие экологические характеристики, достигаемые в том числе и за счет низких температур сгорания угля, возможность использовать широкий спектр угольного топлива вплоть до низкокалорийного бурого угля.


ВГУ – внутрицикловая газификация угля (по западной терминологии – IGCC) – является наиболее перспективной технологией для электроэнергетики. ТЭС с ВГУ – это в первую очередь химпроизводство и лишь затем электростанция. Ключевым элементом такой ТЭС является реактор-газогенератор. Находящийся там уголь подвергается окислению при помощи кислорода или сжатого воздуха. В ходе реакции преимущественно выделяются угарный газ и водород, а также углекислый газ, азот и ряд других примесей, образующие горючий генераторный газ. На следующем этапе газ проходит очистку от сернистых и иных соединений и поступает в парогазовый цикл «камера сгорания – ГТУ – паровая турбина», практически идентичный ПГУ на природном газе.


Среди плюсов ПГУ/ВГУ – наилучшее из всех имеющихся альтернатив использование полезных свойств угля, включая получение из газогенераторного газа ряда востребованных на рынке продуктов (таких как, например, метанол), высочайший КПД (50% и более) наряду с выдающимися экологическими характеристиками. Во время ночного спада потребления электроэнергии электростанция с ВГУ может разгрузить турбины/генераторы и переключиться на производство водорода и других продуктов газогенерации.


Сейчас в мире эксплуатируются лишь несколько ВГУ-электростанций. Объясняется это в основном новизной технологии и связанными с этим издержками: низкой надежностью, высокими капитальными и эксплуатационными затратами, необходимостью разработки и масштабного строительства турбин высокой мощности, использующих в качестве топлива водород.


Дайте углю шанс!


Технологий сжигания угля много, и они постоянно совершенствуются. Так что же сегодня мешает нам воспользоваться естественным преимуществом России – огромными запасами угля и ставшей в результате реформ 90-х годов современной и рентабельной угольной промышленностью?


В России существуют три группы препятствий: ценовые, географические и технологические.


В ценовом соотношении уголь по-прежнему проигрывает газу. Судя по структуре новых вводов генерирующих мощностей и реконструкции старых, определенную веру в будущее угольной генерации сохраняют лишь итальянцы из компании Enel, которые провели ряд модернизационных мероприятий на входящих в состав ОГК-5 уральских угольных энергоблоках. В остальном же новые мощности работают на газе, хотя во всем мире, пусть и преодолевая не всегда обоснованное сопротивление экологических активистов, строятся новые угольные ТЭС и модернизируются старые. К примеру, немецкий концерн E.On, владеющий в России компанией ОГК-4, не строит угольные ТЭС у нас и даже не объявляет о таких планах, но при этом реализует проекты в сфере угольной генерации в Германии и Великобритании. Разгадка проста: цены на газ в отличие от цен на уголь в странах Европы и в России отличаются в разы. Конечно, это подталкивает зарубежных энергетиков к диверсификации структуры генерирующих мощностей и использованию более дешевого угля для удовлетворения базовых потребностей энергосистемы, а газа – для покрытия пиков потребления. Соотношение цен на газ и уголь на российском внутреннем рынке хоть и улучшилось за последнее десятилетие, но тем не менее пока слишком далеко от уровня, способного заставить энергетические компании серьезно задуматься о строительстве новых угольных ТЭС.


География добычи угля в нашей стране всегда была проблемой с точки зрения логистики: крупные потребители могли находиться за многие сотни километров от поставщиков. С закрытием в 90-е годы целых угольных бассейнов эта проблема еще более усугубилась: например, на одну из немногих сохранившихся в центральной части страны Рязанскую ГРЭС поставляют кузбасские угли, а это – несколько тысяч километров пути. В итоге в конечной цене угля для этой электростанции доля транспортной составляющей – около 75%. В таких условиях в европейской части страны конкуренция угля с газом если не бессмысленна, то затруднена. Реформа железнодорожного транспорта также не добавляет оптимизма в этом вопросе. Если раньше государство могло как-то влиять на транспортную составляющую, поддерживая ценовой баланс на перевозку различных видов грузов за счет имеющегося у ОАО «РЖД» собственного инвентарного парка, то после передачи всех вагонов в дочерние ОАО «ПГК» и ОАО «ВГК» и планируемой осенью 2011 года продажи 75% акций ОАО «ПГК» административных рычагов воздействия не останется.


Но даже если представить, что эти проблемы вдруг каким-то чудом разрешились сами собой, то останется вопрос: кто и как будет строить новые угольные мощности. Если это будет происходить так, как сейчас происходит в угольной генерации, когда энергокомпании с иностранным капиталом используют только зарубежное оборудование при строительстве новых газовых ТЭС, а российские компании в лучшем случае комбинируют отечественные и импортные решения, то стоит подумать, есть ли смысл в таком развитии. Ведь не столько развивается отечественная угольная генерация, сколько усиливается и без того высокая зависимость энергетики от импортного оборудования. А как сказал в своем выступлении на совещании по проблемам энергетического машиностроения председатель правительства РФ В.В.Путин: «Рынок денег стоит, а мы бесплатно его отдаем».


Что делать?


Во-первых, имеются резервы в сфере повышения эффективности транспортировки угля. Одной из них является создание специализированного, так называемого угольного вагона повышенной грузоподъемности и вместимости. К примеру, в Великобритании уголь перевозят на расстояния, зачастую в десятки раз меньшие, чем в России, в то же время там используется тип вагона примерно на 1/3 большей грузоподъемности, чем применяемый в России.


Во-вторых, среди резервов повышения фактических объемов перевозки угля пока незадействованным остается более широкое применение в электроэнергетике обогащенных углей. Перевозка вместо обычного, необогащенного, угля (углей, прошедших переработку на обогатительной фабрике) позволит значительно увеличить полезную нагрузку на вагон, то есть при том же физическом объеме груза объем перевозок в тоннах условного топлива возрастет за счет более высокой энергетической ценности обогащенной тонны угля по сравнению с необогащенной. Надо сказать, что в этом направлении за последние 10 лет было сделано немало: российские угледобывающие компании, подчиняясь требованиям мирового рынка, существенно нарастили мощности обогатительных фабрик: модернизировались старые предприятия, строилось множество новых. Так что когда внутренний рынок потребует много качественного угля, то он его получит в нужном объеме. Другое дело, что в своем нынешнем виде российский внутренний рынок угля пока, к сожалению, особо и не нуждается в стандартизированном и качественном угольном топливе.


Дело в том, что объекты электроэнергетики, построенные в советский период, создавались под так называемые проектные угли, то есть применяемая технология и конкретные технические параметры сжигания углей существенно затрудняют использование углей от непредусмотренных проектом поставщиков, или делают использование непроектных углей экономически невыгодным. Таким образом, развитие угольной генерации должно проводиться на основе использования высокоэффективных технологий сжигания, позволяющих использовать угли с различными качественными характеристиками. К таким технологиям относятся уже описанные сжигание угля в циркулирующем кипящем слое (ЦКС) или вихревые технологии сжигания, близкие к ЦКС.


Широкая программа по угольной модернизации электроэнергетики может быть осуществлена с приемлемыми затратами для экономики страны в случае минимизации издержек на производство оборудования для угольной генерации. После проведения комплексного анализа перспективных потребностей отечественной электроэнергетики в оборудовании необходимо стандартизировать 3–4 типа угольных энергоблоков и организовать их массовое производство. Это позволит значительно сократить стоимость и сроки реализации мероприятий по увеличению доли угольной генерации в электроэнергетике.


//13.09.11// ссылка скрыта

АНАЛИТИКА//ПРОГНОЗЫ

Газовый рынок Европы//Крах индустрии энергетических прогнозов – К.Симонов//Независимая газета

Константин Симонов - генеральный директор Фонда национальной энергетической безопасности.


2011-09-13 /

Одной из значимых тенденций последнего времени в современной энергетике является очевидный провал индустрии прогнозов. Все главные производители по очереди и даже одновременно садились в лужу. По одной простой причине – они пытаются угадать смену трендов, но это ни к чему хорошему не приводит. Например, верят в триумф возобновляемой энергетики – и закладывают это в прогноз. А этого не происходит. В итоге мы видим, как рушатся прогнозные схемы и Мирового энергетического агентства, и министра энергетики США, и ОПЕК. Мы наблюдаем сбивание отрасли на откровенную угадайку, отчего самих прогнозов становится все больше, и при их систематизации (такую работу, скажем, проделал недавно Институт энергетики и финансов) видно, что они уже предлагают едва ли не все возможные и невозможные варианты будущего. Может быть, сценарное прогнозирование и хорошо с точки зрения репутации авторов: что-нибудь да сбудется. Но для принятия бизнес-решений это настоящая катастрофа. Ведь вам предлагают абсолютно разные варианты изменения производства и потребления первичных энергоносителей. Скажем, в одном из самых известных прогнозов развития мировой энергетики – от МЭА – было три базовых сценария, весьма радикально отличающихся друг от друга. Поняв, что корректировать их приходится чуть ли не в режиме Википедии – то есть постоянно переписывая, – МЭА просто добавляет еще один (он описан в свежем докладе агентства про «золотую эру газа»). Собственно, с прогнозированием производства и спроса на газ связана главная интрига. Хотя бы потому, что основные сценарии будущего развития энергетики предполагают сокращение потребления нефти и рост потребления газа. Будем надеяться, что хотя бы этот тренд оценен верно. Но это ведь лишь тенденция – а нужно понять более четкие цифры.


В энергетике очень важно понимать среднесрочные перспективы. Все новые проекты требуют многолетних инвестиций, период от первых капвложений до первой нефти или газа растягивается уже почти на десятилетие. Ясно, что вкладывать деньги в разработку имеет смысл, только если у вас четкое представление о будущем состоянии рынков сбыта. Без долгосрочного маркетинга делать нечего. Казалось бы, эту проблему решают долгосрочные газовые контракты, которые гарантируют производителю сбыт, потребителю – газ, при это являясь еще и инструментом привлечения инвестиций в добычу. Но с ними-то как раз серьезная неопределенность: европейские покупатели считают, что долгосрочные контракты приводят к завышению цен на газ, и уверены в том, что будущее рынка газа – за контрактами краткосрочными. Спотовый рынок вроде бы очень хорош для покупателя – да только если на рынке у вас профицит газа. А если дефицит, то спотовый рынок становится кошмаром, что уже показывала спотовая торговля в либерализованных Британии и США. Так что если покупатель хочет выиграть за счет перехода на спот – он должен быть уверен в избыточном предложении в среднесрочном периоде.


Попробуем внести свою лепту в прогнозирование газовой ситуации. Сосредоточимся на европейском рынке. По простым причинам: он наиболее важен для России, а при анализе потенциала предложения нам неизбежно придется проанализировать ситуацию у всех потенциальных продавцов газа. То есть, глядя на Европу, мы все равно будем смотреть на весь мир. Ведь газовый бизнес, прежде всего с развитием производства СПГ, все равно глобализуется.


Необходимые вводные


Чтобы прогноз не выглядел совсем уже переходящим в область научной фантастики, давайте ограничимся периодом упреждения до 2020 года. Потому что более длительные прогнозы будут ближе к области лотереи. Вторая предпосылка вытекает из первой – когда мы будет говорить об уровне предложения, то будем оценивать только проекты, по которым приняты инвестиционные решения. И которые планируется запустить уже до 2020 года. Собственно, этим также обусловлен выбор прогнозного горизонта – оценить уровень предложения можно будет все более близко к реалиям. При этом проекты, находящиеся в стадии обсуждения, будем относить к области лирики и пиара. Будем считать так: нет финального инвестрешения – нет и проекта. Потому что если вы запустите крупный проект в 2012–2015 годах, до конца десятилетия он все равно не выстрелит.


Наконец, третья предпосылка – уровень спроса мы определим путем экстраполяции тенденций, наблюдавшихся на европейском рынке в 2000–2010 годах. А потом сверим цифру со свежими прогнозами самих европейцев.


Основные изменения в спросе и импорте


Что мы видим сегодня на газовом рынке ЕС? С одной стороны, тенденцию к энергосбережению, возобновляемому топливу, усиленное убегание от углеводородов. С другой, не известно ни одного серьезного сценария, предполагающего сокращение потребления газа в 2020 году. Да, можно спорить о темпах роста, но то, что газа потреблять ЕС будет больше, чем сейчас, – это все же консенсусное мнение. В том числе и Брюсселя. Только в самом радикальном сценарии 450 МЭА верит в сокращение потребления газа – но этот сценарий эталонный, идеальный с точки зрения ЕС, предполагающий выполнение всех низкоуглеродных проектов. Реальность же такова, что шансы на его выполнение ровно такие же, как в свое время на построение коммунизма в СССР к 2000 году.


Отметим, что цифра в 608 млрд. кубометров является последним, самым свежим прогнозом МЭА. Потому что сегодня гораздо больше оснований говорить о том, что спрос на газ будет идти более быстрыми темпами, чем ожидалось.


Первый фактор – это завершение атомного ренессанса. Решение закрыть все атомные станции приняла Германия, и если атом будет полностью заменен на газ, то это увеличит спрос на газ только в Германии на 35 млрд. кубометров. Скоро от атома откажется Швейцария, аналогичные решения могут быть приняты в Швеции, странах Восточной Европы. Отказалась от идеи строительства новых станций Италия. При этом газ – самая разумная замена атому по экологическим и финансовым соображениям.


Второй фактор – бюджетный кризис в ЕС. Который ставит под вопрос планы развития возобновляемой энергетики. Известно, что она дотационна, но ранее ЕС жил по принципу «цель оправдывает средства». Но теперь нужно экономить. И многие проекты субсидирования генерации на основе возобновляемых источников энергии пойдут под нож. Сегодня в ЕС только четыре страны могут похвастаться относительно серьезным уровнем производства возобновляемой энергии (хотя бы на уровне 5 млн. тонн нефтяного эквивалента): это Германия, Испания, Италия и Великобритания. В Испании и Италии преддефолтное состояние, Великобританию пожирает жестокий бюджетный кризис, уже спровоцировавший политические беспорядки, а Германии отводится роль финансового спасителя Европы. В этих условиях о выполнении первоначальных планов по возобновляемой энергетике придется забыть.


Третий фактор – более жесткие требования к экологии, которые будут заставлять уменьшать угольную генерацию. А ее как раз и будет заменять генерация газовая.


Однако будем придерживаться консервативного подхода – предположим хотя бы, что спрос на газ в ЕС вырастет не меньше, чем это было в 2000–2010 годах. Как мы видим, результат довольно близок к последней цифре МЭА.


Не менее важным обстоятельством является собственная добыча газа в ЕС. Она будет падать, и это весьма тревожный момент для европейцев. C начала 2000-х годов в ЕС-27 потребление газа выросло на 14%, а вот добыча за тот же период последовательно снижалась, потеряв за 10 лет более 36%, или 64 млрд. кубометров газа. В целом можно сказать, что это падение было компенсировано ростом добычи и поставок из Норвегии. Совокупная добыча в Европе и Турции упала меньше чем на 10 млрд. кубометров. Однако Норвегии нет среди мировых лидеров по доказанным запасам газа – BP ставит ее только на 17-е место по итогам 2010 года. Высока вероятность того, что уже в этой декаде Норвегия выйдет «на полку».


Легко посмотреть на статистику добычи нефти – после резкого роста пошел значимый спад. То же самое будет с газом. Предположим, что норвежский газ будет отбираться европейскими потребителями по максимуму, обусловленному возможностями инфраструктуры, – до 110–120 млрд. кубометров газа в год. Но выше этого показателя Норвегия не поднимется.


Конечно, если объединить добычный баланс ЕС-27 и Норвегии, то результат получится не такой уж и печальный. Но тогда Норвегию нужно будет убрать из анализа поставщиков газа, что автоматически усугубит ситуацию на данном направлении.


Рассчитывать на такой фактор, как возможность экспорта сланцевой революции из США, Европе в ближайшее десятилетие не приходится. Против этого играет несколько убойных факторов. В ЕС нет свободной земли, чтобы проводить постоянное горизонтальное бурение. В ЕС нет нужного объема воды, чтобы проводить гидроразрыв пласта. Наконец, в ЕС предстоит построить инфраструктуру, подсоединяющую сланцевые месторождения к системе газоснабжения. Сланец, возможно, еще сыграет свою роль, но не через 10 лет.


Итак, мы видим, что потребление в ЕС-27 возрастет на 70–90 млрд. кубометров, а ведь есть еще и Турция, где спрос может вырасти на 15–20 млрд. кубометров. В результате дополнительный спрос можно оценить примерно в 100 млрд. кубометров газа. Но если добавить еще и падение собственной добычи, то на глобальном рынке найти нужно уже примерно 170 млрд. кубометров дополнительного газа в 2020 году. Попробуем понять, чем же может быть обеспечен этот спрос.


Предложение слишком скромное


Как мы уже показали, Норвегия сможет нарастить добычу к 2020 году не более чем на 15 млрд. кубометров. Остается еще 155 млрд. В запасе есть север Африки, ЦАР, а также производители СПГ. Ну и Россия, про которую мы поговорим в конце.


Надежды на север Африки были большие. Однако арабская весна их во многом перечеркнула. Так что ожидать роста производства на севере Африки не приходится. Скорее речь пойдет о сохранении нынешних объемов поставок – около 70 млрд. кубометров. Есть еще «черная» Африка – прежде всего Нигерия. Но трубопровод из Нигерии построен за 10 лет не будет, а новых СПГ-заводов там не заложено.


Иран находится в режиме санкций. И они явно будут сняты только в случае смены политического режима – но он показал свою устойчивость, и даже арабская весна пока Иран не затронула. Есть надежда на 15 млрд. кубометров газа из Ирака, который после войны начинает восстанавливать нефтегазовую промышленность. Но Ираку очень нужен газ для улучшения ситуации внутри страны с производством электроэнергии, и на это может пойти весь попутный нефтяной газ, который Багдад договорился утилизировать совместно с Shell. А собственно по месторождениям природного газа ситуация весьма неопределенная.


Сомнительно, что Туркмению удастся подключить через Каспий – это должно означать не только серьезнейшее внешнее падение влияния России на Каспии (до уровня полного игнорирования ее мнения), но и уход из региона Китая, который уже считает центральноазиатский газ своим. Вообще, именно в ЦАР Европа впервые остро ощущает конкуренцию за газ с Китаем, что может стать главным трендом следующего десятилетия.


Значит, из стран «южного коридора» в реальности остается лишь Азербайджан. Который может увеличить поставки газа за счет второй очереди месторождения Шах-Дениз. С ней тоже много вопросов, более того, на этот газ претендует Россия, которая просит более высокую цену. Но Азербайджан хотел бы получить прямой выход на европейский рынок, а кроме того, рассчитывает обменять газ на поддержку Европы в вопросе Нагорного Карабаха. Но все же можно оценить потенциал роста поставок в ЕС из Азербайджана в 12–15 кубометров. Скорее всего ЕС объединит проект TAP и ITGI в один, что как раз и позволит доставить эти объемы до европейского потребителя.


Европа не хочет прибегать к услугам России. Значит, остается мировой рынок СПГ. Где нужно за 10 лет найти около 140 млрд. кубометров. Посмотрим, насколько это реально. Разговоров об СПГ очень много – а вот принятых инвестиционных решений не слишком. Тему СПГ в последние два года «разогнал» прежде всего Катар. Но Катар решил до 2014 года не принимать никаких инвестрешений по новым проектам. Что будет дальше – пока загадка. Но не стоит забывать, что Катар – страна с весьма небольшим населением, на которую не давят текущие проблемы. Она и так способна профинансировать жизнь менее чем миллиона своих граждан и даже серьезные излишества вроде чемпионата мира по футболу 2022 года и покупку европейских футбольных команд и супермаркетов. Так, этим летом бизнесмены из Катара купили легендарный клуб «Пари Сен-Жермен», тут же выделив 82 млн. евро на усиление состава. Эмир Катара шейх Хамад бин Халифа ат-Тани является новым владельцем лондонского универмага Harrods, а также владеет крупным земельным участком на месте снесенных военных казарм Chelsea Barracks.


В декабре 2010 года Катар провел торжественную церемонию по достижению мощности в производстве СПГ в размере 77 млн. тонн, или почти 105 млрд. кубометров. Теперь Катар дает нам передышку – новые проекты все равно не выстрелят до конца этого десятилетия.


Лидером новых проектов становится Австралия. В мире есть 10 заводов СПГ, по которым уже приняты инвестрешения. И пять из них – в Австралии.


Итак, уже стартовавшие проекты дадут порядка 85 млрд. кубометров, из низ 55 приходится на Австралию. Но все они должны быть реализованы. А тут могут быть проблемы. Скажем, все проекты в Австралии связаны с добычей шахтного метана – а, скажем, сейчас в Австралии рассматривается законопроект, который должен наделить фермеров правом запрещать добычу газа на территориях, находящихся рядом с их хозяйствами.


Кроме того, не стоит забывать очень простую вещь – что мощности про производству СПГ не вечны. Ведь добыча на проектах падает. Так что в Тихоокеанском бассейне до 2020 года должны выпасть мощности по производству СПГ на 40–50 млрд. кубометров в год, работающие уже более 30 лет. Значит, объем нового предложения СПГ на рынке в ближайшие 10 лет будет не столь и огромным. При этом за новый СПГ будет серьезнейшая драка между ЕС, Китаем, Индией и Японией. Последние три страны готовы забрать весь австралийский СПГ. Скажем, в Японии скоро начнется закрытие атомных станций – только это в среднесрочной перспективе может увеличить спрос на газ более чем 70 млрд. кубометров. Но, как мы видим, даже если весь новый СПГ уйдет в Европу, газовой дыры ей закрыть не удастся. Конечно, есть еще экзотические проекты вроде поставки СПГ в сжиженном виде из США, но идея сжижения сланцевого газа пока с экономической точки зрения не слишком рентабельна. Так что сомнительно, что эти планы будут реализованы в ближайшие годы.


А что же Россия?


Таким образом, если исходить из уже принятых инвестрешений, то ситуация с газом в ЕС к 2020 году складывается драматичная. Нужно решить как минимум две задачи – отвоевать хотя быть часть газа из Тихоокеанского бассейна (прежде всего из Австралии) у Китая, Индии и Японии, а также любой ценой уговорить Катар отменить свой мораторий на новые заводы после 2014 года. Или хотя бы уговорить сразу начать новое масштабное строительство. И далеко не факт, что это получится. Так что прогнозы изгнания России из «газового рая» – с европейского рынка – все же выглядят слишком радикальными. Дыру в газовом балансе за счет других поставщиков заткнуть не удастся – по крайней мере в перспективе ближайших 10 лет.


Объем существующих российских обязательств России легко измерить. Потому что все они обеспечены контрактами. В 2020 году у России есть обязательства по поставкам в ЕС и Турцию 154 млрд. кубометров, у а партнеров – отбирать не менее 80% объема (124 млрд. кубометров в год). Напомним, что в 2010 году в дальнее зарубежье было поставлено 148 млрд. кубометров. Причем в страны ЕС-27 только чуть более 120 млрд. кубометров, а еще около 18 млрд. кубометров – в Турцию. Но, как мы видим, новые возможности на европейском рынке у РФ будут.


//13.09.11// /energy/2011-09-13/13_europe_market.php