CC BY
105
КОМПЛЕКСНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГЕТИКИ
УДК.519.67:620.9 (470.21)
Б.Г.Баранник, Н.В.Калинина, Ю.В.Абрамов, С.Н.Трибуналов ВОЗМОЖНЫЕ ВАРИАНТЫ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО БАЛАНСА МУРМАНСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРСПЕКТИВУ
Аннотация
Представлены возможные варианты топливно-энергетического баланса Мурманской области в 2025 г. Одним из основных факторов, определяющих конфигурацию этих вариантов, является предполагаемые технические решения проблемы энергообеспечения сухопутной части проекта освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения
Ключевые слова:
Топливно-энергетический баланс, перспективы, Мурманская область.
B.G.Barannik, N.V.Kalinina, J.V.Abramov, S.N.Tribunalov POSSIBLE VARIANTS OF FUELS AND ENERGY BALANCE OF MURMANSK REGION’S ON PROSPECT
Abstract
Possible variants of fuels and energy balance of Murmansk region's in 2025 are presented. One of major factors of these variants defining a configuration is prospective technical decisions of a problem of power supply of an overland part of the project of development Shtokman gas and condensate.
Keywords:
fuel and energy balance, perspective, Murmansk region’s.
Разработка топливно-энергетического баланса (ТЭБ), которая является основной целью завершающего этапа системных исследований перспектив развития (ТЭК) как страны в целом, так и отдельных ее регионов, дает необходимую информационную базу, инструмент для проведения анализа, прогноза и индикативного планирования развития ТЭК [1].
Формирование ТЭБ Мурманской области как в ретроспективе, так и в перспективе имеет свои особенности, обусловленные внешними и внутренними факторами, влияющими на количественную и качественную его характеристики и структуру в целом.
Среди них основными являются.
1. Отсутствие собственной топливной базы на территории области.
2. Кольская электроэнергетическая система (энергосистема), занимающая периферийное, относительно обособленное положение в Объединенной энергосистеме (ОЭС) Северо-Запада, небольшой мощности. Появление на территории области любого достаточно крупного потребителя энергоресурсов может существенным образом отразиться на расходной и приходной части энергетических балансов региона.
Для Мурманской области в перспективе такими основополагающими объектами являются, в первую очередь, освоение Штокмановского
газоконденсатного месторождения (ШГКМ), а также развитие Мурманского транспортного узла (МТУ). Потребители энергоресурсов, появление которых обусловлено реализацией других инвестиционных проектов, не столь существенны.
Немаловажным фактором, определяющим исходные предпосылки для формирования перспективных ТЭБ, является и финансово-экономический кризис и динамика его преодоления.
В данной статье анализируется ТЭБ Мурманской области, сложившийся к предкризисному 2007 г., и рассматриваются варианты перспективных ТЭБ региона, основным определяющим фактором которых является принятое техническое решение проблемы энергообеспечения сухопутной части проекта ШГКМ.
В таблице 1 представлен отчетный топливно-энергетический баланс области, который в некоторой степени является расчетным, так как построен не только на данных органов госстатистики, а и на информации, полученной непосредственно от основных потребителей и производителей энергоресурсов, что позволило сделать его более отвечающим действительности.
Составление баланса производилось исходя из следующих основных положений.
1. Гидроэнергия и ядерная энергия учитывалась по количеству выработанной на их базе электроэнергии с пересчетом в условное топливо по среднему удельному его расходу на ее отпуск равному Ь = 0,325 т. у.т./МВт-ч, как это следует из [2].
2. Произведенная на ТЭЦ электроэнергия в полном объеме (WТЭц, МВтч) потребляется непосредственно на территории региона.
3. Пересчет расхода на собственные нужды электростанций, потерь в электрических сетях и конечно потребляемой электроэнергии (в том числе электрокотельными) в условное топливо производился на основе фактического средневзвешенного значения его удельного расхода на отпускаемую электроэнергию, определяемого по формуле:
W • Ь + W • Ь
Ь _ УУТЭЦ иТЭЦ ^ уу и
ср” WТЭЦ7w ,
где ЬТЭц - удельный расход условного топлива на отпускаемую от ТЭЦ электроэнергию, т. у.т./МВт-ч.
При этом W = W^ - WТЭц, МВт-ч, где W£ - годовое потребление электроэнергии по области, МВт-ч.
4. Пересчет тепловых потерь в сетях и конечно потребляемой теплоэнергии в условное топливо производился с учетом средневзвешенного фактического расхода условного топлива на отпущенную теплоэнергию яср , определяемого по формуле:
От • я т + Рк • я к
От +
где От и - отпуск тепла от ТЭЦ и котельных (соответственно), Гкал; ят и як -удельный расход условного топлива на отпускаемую теплоэнергию от ТЭЦ и котельных, соответственно, т у.т./Гкал.
5. Общий расход угля по области (в т у.т.) определялся с учетом сложившейся видовой структуры его потребления и калорийного эквивалента каждого из его видов.
дср = т 4т 4к, т у. т./Гкал,
Таблица 1
Единый топливно-энергетический баланс Мурманской области за 2007 г., тыс.т у.т.
Наименование Уголь Мазут Моторное топливо Прочие виды топлива Гидро и атомная энергия Электро- энергия Тепло- энергия Всего
Блок ресурсов Производство 4 5490 5494
Ввоз 633 2367 1079 30 4109
Вывоз -1520 -1520
Потребление первичной энергии 633 2367 1079 34 3970 8083
Блок Производство электроэнергии -120 -60 -3970 4150
преобразования Производство теплоэнергии -220 -2030 -70 2320
Собственные нужды -280 -280
Потери в сетях -200 -335 -535
Блок Потребление конечной энергии 293 277 1079 34 3600 1985 7268
конечного Промышленность 289 187 550 9 2300 705 4040
потребления Транспорт 4 80 180 210 5 479
Население 125 25 270 1140 1560
Прочее 10 224 820 135 1189
При распределении угля по направлениям его использования как конечного энергоресурса пересчет из натурального исчисления (т н.т.) в условное (т у.т.) производился с помощью средневзвешенного значения калорийного эквивалента Эср, определяемого по формуле:
£в, • Зі
Зср = ^---------,
І Ві
і
где В и З - расход (т н.т.) и калорийный эквивалент, соответственно, і-го вида угля. Анализируя данные табл.1, видим, что в целом Мурманская область является дефицитной по первичным энергоресурсам, ввоз которых (котельно-печное и моторное топливо) составляет более 50% потребляемой областью первичной энергии. Наряду с этим область экспортирует первичный энергоресурс в виде электроэнергии, объем которой эквивалентен более 1,5 млн т у.т., что соответствует примерно пятой части потребляемой первичной энергии. Несмотря на суровые природно-климатические условия и географическое положение, преобладающей конечной энергией в области является электроэнергия на долю которой приходится около половины потребляемой конечной энергии (рис.1). Это обусловлено сложившейся ориентацией промышленности области на электроемкие производства.
Мурманская область Калининградская область
8,4%
Рис.1. Структура потребляемой конечной энергии:
1 - электроэнергия; 2 - теплоэнергия; 3 - моторное топливо; 4 - котельнопечное топливо
В общем объеме потребляемого топлива как конечной энергии основную роль играет моторное топливо. Доля котельно-печного топлива, непосредственно используемого как конечный энергоресурс, невысока (менее 9%).
Для сравнения на рис. 1 представлена структура потребляемой конечной энергии Калининградской области [3], в которой, как и в целом по стране, преобладает потребление конечной энергии в виде тепла. Это сравнение лишний раз подчеркивает, что именно сводный топливно-энергетический баланс региона является отражением его производственной специализации.
Анализ развития систем энергообеспечения в предкризисный период показывает, что наряду с отсутствием собственной топливной базы в ТЭК области присутствуют следующие негативные явления (факторы).
1. Несовпадение по территории крупных производителей и потребителей электроэнергии при недостаточном развитии сетевого хозяйства. До 70% производства электроэнергии сосредоточено в южном и центральном районах, а на севере отсутствует мощный источник электроэнергии, в то время как здесь сосредоточены крупные и ответственные потребители. Магистральные ЛЭП из центрального района на север используются на пределе пропускной способности (450-500 МВт).
2. Угроза возникновения дефицита мощности в условиях роста потребления электроэнергии после вывода из эксплуатации первых двух энергоблоков Кольской АЭС в случае, если им не будет обеспечена замена;
3. Угроза снижения надежности работы Кольской энергосистемы вследствие общего старения энергетического оборудования;
4. Неразвитость энергосбережения, отсутствие повсеместного
использования приборов учета и контроля потребляемой теплоэнергии, что не стимулирует энергоснабжающие предприятия к снижению потерь в сетях.
В этих условиях основными задачами развития энергетического комплекса Мурманской области являются:
- сохранение и усиление достаточно эффективного электроэнергетического потенциала области за счет модернизации основного генерирующего оборудования, своевременной и равноценной его замены после исчерпания им ресурса и сооружения новых технико-экономически обоснованных источников энергии;
- развитие электросетевого хозяйства региона как для надежного и эффективного обеспечения внутреннего спроса на электроэнергию действующих и вновь вводимых потребителей, так и для усиления связи с соседними электросистемами и свободного выхода генерирующих мощностей на оптовый энергетический рынок Северо-Запада;
- повышение эффективности систем теплоснабжения за счет перехода на более дешевое топливо, снижения потерь при распределении энергии путем улучшения теплоизоляции тепловых сетей, отрегулированности их режимов и внедрения приборов учета и контроля у потребителей тепла, а так же развития децентрализованных источников, использующих природный газ Штокмановского месторождения;
- использование местных энергоресурсов (в первую очередь, энергии ветра).
Поэтому решение указанных задач было положено в основу формирования
ТЭБ области, главной целью которого является обеспечение условий для реализации целевого инновационного сценария ее развития, который в актуализированной в 2010 г. Фондом Центра Стратегических разработок «Северо-Запад» версии проекта Стратегии социально-экономического развития Мурманской области, разработанного в 2008-2009 гг. Кольским Научным Центром РАН (далее -Стратегия), назван «Столица Арктики» [4] .
При этом учитывался ряд обстоятельств.
I. Разразившийся осенью 2008 г. финансово-экономический кризис не заставил отказаться от инвестиционно-привлекательных проектов на территории
Региональным правительством Стратегия 15 июня 2010 г. рассмотрена и принята за основу.
области. Однако сроки начала их реализации были перенесены на 3-5 лет. Так, например, выдача первого газа ШКГМ на берег приурочена к 2016 г. (вместо 2013 г.), начало производства сжиженного природного газа (СПГ) - на 2017 г. Окончательное решение о производстве трубопроводного газа планируют принять в марте 2011 г., а решение о производстве СПГ - до конца 2011 г. [5].
II. Спад в ТЭК региона в результате кризиса был не более глубоким, а темпы его преодоления были не медленнее, чем в целом по стране. Например, в 2009 г. в Мурманской области производство электроэнергии составило 96,3%, а ее потребление - 101,4% от уровня кризисного 2008 г. (табл.2).
Таблица 2
Отчетные балансы электроэнергии Мурманской области, млн кВт-ч
Год Производство Потребление
Всего ГЭС АЭС ТЭЦ Мурманская область Передача в Карелию Экспорт
2007 17511 6734 10291 526 12881 3942 728
2008 17861 6704 10670 487 12945 4343 573
2009 17198 6814 9891 493 13122 3275 801
В целом по стране ожидается, что предкризисный уровень (2007 г.) в электропотреблении будет достигнут к 2012 г. (табл.3). В Мурманской области уже в 2009 г. электропотребление было выше, чем в 2007 г.
Сложившаяся относительно благополучная ситуация в производстве и потреблении электроэнергии в области в кризисные 2008-2009 гг. дает основание полагать, что темпы развития ее электроэнергетической отрасли не будут отставать от темпов развития, предполагаемых для ОЭС Северо-Запада и Российской федерации в целом. Это касается традиционного электропотребления, обусловленного обеспечением нужд уже действующих на территории области потребителей. В результате реализация новых проектов (в первую очередь, освоение ШГКМ) может привести к более высоким темпам роста электропотребления на территории области.
Скорректированные с учетом кризиса уровни электропотребления новых производств представлены в табл.4.
При этом потребность в электроэнергии предприятий, связанных с проектом освоения ШГКМ, принималась на основе презентационных материалов «О прогнозном балансе выработки и потребления электроэнергии на территории Мурманской области», представленных филиалом ОАО «СО ЕЭС» и «РДУ энергосистемы Мурманской области» на заседании Рабочей группы по координации работ по обеспечению надежности и развитию энергетики Мурманской области 22 декабря 2008 г., г.Полярные Зори (табл.5).
В этой таблице объем электропотребления портового транспортнотехнологического комплекса и компрессорных станций определен при числе часов использования мощности (максимальной нагрузки) в 6500 и 7400 ч/год, соответственно.
Таблица 3
Прогноз электропотребления по данным ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике» [6]
2008 г. млрд кВт-ч Рыночное ожидание Целевой вариант
2010 г. млрд 2015 г. млрд 2020 г. млрд Среднегодовой прирост млрд. кВт-ч / % 2010 г. млрд 2015 г., млрд 2020 г. млрд Среднегодовой прирост млрд кВт-ч/%
кВт-ч кВт-ч кВт-ч 2009-2015 2016-2020 2009-2020 кВт-ч кВт-ч кВт-ч 2009-2015 2016-2020 2009-2020
ОЭС Северо-Запада 91,3 90,1 99,4 115,1 1,2/1,2 3,1/3,0 2,0/2,0 91,8 104,3 125,0 1,9/1,9 4,1/3,7 2,8/2,7
ОЭС Центра 220,5 209,8 242,0 284,6 3,1/1,3 8,5/3,3 5,3/2,2 217,4 258,2 315,1 5,4/2,3 11,4/4,1 7,9/3,0
ОЭС Юга 81,0 80,8 93,3 109,4 1,8/2,0 3,2/3,2 2,4/2,5 84,4 105,2 126,8 3,5/3,8 4,3/3,8 3,8/3,8
ОЭС Ср.Волги 108,0 101,6 113,1 128,9 0,7/0,7 3,2/2,6 1,7/1,5 106,6 126,7 152,8 2,7/2,3 5,2/3,8 3,7/2,9
ОЭС Урала 251,0 235,4 266,6 308,1 2,2/0,9 8,3/2,9 4,8/1,7 245,8 286,3 340,2 5,0/1,9 10,8/3,5 7,4/2,6
ОЭС Сибири 209,2 198,4 233,3 256,1 3,4/1,6 4,6/1,9 3,9/1,7 206,9 245,3 275,7 5,2/2,3 6,1/2,4 5,5/2,3
Энергозона Востока 40,5 40,7 46,8 54,9 1,2/2,7 1,2/2,4 1,2/2,6 42,4 53,8 61,9 1,9/4,1 1,6/2,8 1,8/3,6
Россия 1001,5 956,8 1096,4 1257,1 13,6/1,3 32,1/2,8 21,3/1,9 995,1 1179,7 1397,4 25,5/2,4 43,5/3,4 33,0/2,8
(централиз. зона) Децентрализация 19,9 20,4 24,6 28,1 0,7/3,1 0,7/2,7 0,7/2,9 20,9 25,7 31,8 0,8/,37 1,2/4,4 1,0/4,0
Россия 1021,4 977,2 1221,0 1285,2 14,2/1,3 32,8/2,8 22,0/1,9 1016,0 1205,4 1429,2 26,3/2,4 44,8/3,5 34,0/2,8
Таблица 4
Скорректированные уровни нового электропотребления, млн кВт-ч
Потребители 2012 г. 2016 г. 2020 г. 2025 г.
1. ЗАО «Северо-Западная фосфорная компания» 40 150 400 450
2. Предприятия портовой инфрастуктуры (МТУ) 200 500 850 900
3. ОАО «Газпром» (Штокмановский проект) - 2950 10670 10670
4. ЗАО «Федорово Рисорсес» - - 150 400
5. ООО ГРК «Гремяха» - - 175 180
6. ЗАО «Синтез Петролеум» 150 300
(нефтеперерабатывающий завод)
7. ООО «Северная хромовая компания» - 10 25 50
Прочие предприятия 50 100 300 400
Всего 290 3710 12720 13350
Таблица 5
Ввод мощности и прирост электропотребления при реализации фаз Штокмановского проекта
Наименование I фаза II фаза III фаза
Мощность, МВт
Портовый транспортно-технологический
комплекс (завод по производству сжиженного газа, установка комплексной подготовки газа, 400 335 670
специализированный морской порт) Компрессорные станции (КС-1 Териберская, КС-2 Оленегорская, КС-3 Зеленоборская) Всего 48 448 64 399 96 766
Всего Электропотребление, млн.кВт-ч 2,95 2,65 5,07
III. Правительство Российской Федерации распоряжением № 1715-р от 13 ноября 2009 г. утвердило Энергетическую стратегию России на период до 2030 года (далее - ЭС 2030) [7]. Это решение имеет огромное значение как для будущего российского энергетического сектора, так и для перспектив стратегического планирования в России. Основные положения ЭС-2020 подлежат использованию при разработке и корректировке стратегий и программ социально-экономического развития, энергетических стратегий и программ субъектов Российской Федерации. В ходе разработки ЭС-2030 и материалов мониторинга реализации «Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики на период до 2020 года» (далее - «Генеральная схема») [8] были разработаны Сценарные условия развития электроэнергетики Российской Федерации на период до 2030 года» (далее - «Сценарные условия»). Развитие электрогенерации в Мурманской области в соответствии со «Сценарными условиями» характеризуется данными представленными в таблицах 6 и 7.
Таблица 6
Динамика установленной мощности действующих электростанций Кольской энергосистемы, МВт
Источник Годы
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
ГЭС 1593 1593 1593 1593 1594 1602 1611 1613 1615
Кольская АЭС 1770 1802 1833 1833 1833 1833 1389 946 946
Таблица 7
Прирост установленной мощности Кольской энергосистемы за счет ввода новых энергоисточников, МВт
Источник Годы
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Кольская АЭС-2 I вариант: 4хВБЭР-300 - - - - - 300 300 300 300
II вариант ВВЭР-1150 - - - - - - - - 1150
Мурманская ТЭЦ-2 (3x192-130) - - - - - - 192 192 192
Северная приливная электростанция (ПЭС) 12 - - - - - - - -
Анализируя данные этих таблиц необходимо отметить следующее.
1. Незначительный прирост установленной мощности ГЭС, обусловлен реконструкцией и модификацией нескольких ГЭС Пазского каскада (Янискоски ГЭС, Кайтакоски ГЭС, Раякоски ГЭС).
2. Изменение мощности Кольской АЭС определяется реализацией мероприятий по повышению установленной мощности ее энергоблоков и намечаемым выводом из эксплуатации в 2018-2019 гг. первых двух из них. До сих пор не определена конфигурация Кольской АЭС-2. Госкорпорация «Росэнергоатом» планирует решить эту проблему в 2011 г., при этом предпочтение отдается II варианту КАЭС.
3. В приросте установленной мощности Кольской энергосистемы не учтена мощность ветропарка в 200 МВт, вероятность строительства которого к 2020 г. достаточно высока [9].
4. Особое место в развитии как системы электроснабжения так и системы теплоснабжения региона занимает Мурманская ТЭЦ-2, сооружение которой в соответствии со «Сценарными условиями» предусмотрено с использованием угля и паросилового оборудования.
Необходимо отметить, что одним из основных аргументов принятия решения в пользу пылеугольного варианта ТЭЦ-2 было отсутствие гарантий иметь к моменту пуска первой турбины (2013 г.) на территории области природный газ и заключенный предварительный договор на гарантированную поставку Кузнецкого угля.
В связи с новыми сроками ввода первой турбины Мурманской ТЭЦ-
2 (2018 г.) поставки природного газа от Штокмановского месторождения для ее нужд могут быть гарантированы в рамках 5% обязательной квоты
для территории, по которой проходит газопровод. Поэтому представляется целесообразным пересмотреть тип оборудования и вид топлива для Мурманской ТЭЦ-2.
ОАО «Всероссийский теплотехнический институт» (ВТИ) и ОАО «ЭНИН им.Г.М.Кржижановского» было выполнено технико-экономическое сравнение пылеугольного и газового вариантов Мурманской ТЭЦ-2. По всем критериям коммерческой эффективности вариант с парогазовым оборудованием выглядит более привлекательным [10].
5. В «Сценарных условиях» не упомянуто мероприятие по развитию генерации электроэнергии за счет увеличения ее производства на действующих ТЭЦ, в частности Апатитской ТЭЦ. Следует отметить, что кризис сказался на планах реализации этого проекта. Темпы строительства теплопровода Апатитская ТЭЦ - г.Кировск несколько снизились. Вместе с тем, это мероприятие считается одним из основных в программе энергосбережения г.Апатиты, поэтому можно ожидать увеличение выработки Апатитской ТЭЦ к 2015 г. в полтора раза.
6. Большая неопределенность в развитии генерирующих мощностей и линий электропередач в Кольской энергосистеме, необходимых для организации надежного энергоснабжения сухопутной части Штокмановского проекта, побудило компанию «Shtokman Development AG», утвержденную для решения задач финансирования, проектирования, строительства первой фазы освоения ШГКМ, принять решение о рассмотрении в качестве одного из возможных вариантов энергоснабжения завода по сжижению природного газа от собственной газотурбинной электростанции мощностью 650 МВт (при максимальной нагрузке 400 МВт), объявить открытый конкурс на выполнение ее строительства «под ключ». [11]. Изложенные выше обстоятельства и соображения послужили основой для формирования баланса электроэнергии Мурманской области (табл.8).
Анализируя полученные результаты оценки баланса электроэнергии, можно сделать вывод о том, что на протяжении практически всего рассматриваемого периода этот баланс будет бездефицитным. Опасение вызывает только 2019 г., когда в случае реализации II фазы проекта освоения ШГКМ через три года после выполнения его I фазы и осуществления проекта строительства Кольской АЭС-2 (КАЭС-2) по второму варианту может возникнуть дефицит энергии по причине несоблюдения своевременной и адекватной замены снимаемых с эксплуатации первых двух блоков действующей Кольской АЭС (КАЭС-1).
Вместе с тем, ожидаемый дефицит электроэнергии будет относительно небольшим (2,5 млрд кВт-ч), что составляет около 11% от всей потребности области в электроэнергии и относительно недолгим (всего год). Представляется реальным, что ликвидация этого дефицита будет обеспечена за счет подачи электроэнергии из ОЭС Северо-Запада. Во всяком случае, такую возможность необходимо предусмотреть при окончательном обосновании конфигурации КАЭС-2.
В соответствии с прогнозом баланса мощности в ОЭС Северо-Запада при целевом варианте в 2015-2020 гг. будет наблюдаться ее избыток в 2,8 и 1,3 ГВт, соответственно [12]. Имеющиеся электрические связи Кольской энергосистемы с ОЭС Северо-Запада в состоянии обеспечить дополнительную подачу электроэнергии.
Таблица 8
Баланс электроэнергии Мурманской области (округленно), млрд кВт-ч
Факт Оценка
2008 2012 2016 2018 2019 2020 2025
I Потребность
традиционное потребление 13,0 13,0 13,4 13,8 13,9 14,1 14,8
потребление новых производств - 0,3 3,8 7,0 7,5 12,7 13,4
экспорт 0,6 0,6 0,7 0,8 1,0 1,0 1,0
Итого потребность II Производство 13,6 13,9 17,9 21,6 22,4 27,8 29,2
ГЭС 6,7 6,6 6,6 6,7 6,7 6,8 6,8
ТЭЦ 0,5 0,9 0,9 2,1 3,3 4,3 4,5
АЭС, всего 10,7 11,5 13,2 12,1* 10,0 13,1 6,8 15,3 14,9 15,3 14,9
в том числе действующая АЭС-1 10,7 11,5 13,2 10,0 6,8 6,8 6,8
новая АЭС-2 - - - 21 63 88 88
нетрадиционные источники энергии - - 0,1 0,3 0,5 0,8 0,8
ГТУ собственных нужд - - 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6
Итого производство 17,9 19,0 23,4 23,8 21,7 26,2 19,9 29,8 29,4 30,0 29,6
избыток (+), дефицит (-) +4,3 +5,1 +5,5 +2,2 +0,1 +3,8 -2,5 +2,0 +1,6 +0,8 +0,4
Частично дефицит 2019 г. может быть ликвидирован путем «форсированного» развития генерации с использованием НВИЭ на территории области. Потенциальная возможность такого решения имеется.
Системы теплоснабжения в целом слабо зависят от протекания социальноэкономических процессов. Поэтому теплопотребление Мурманской области в меньшей степени, чем ее электропотребление подвержено воздействию кризисных явлений и изменений в экономике. Тем более, что в потреблении тепла в области преобладает его расход населением и в социальной сфере, стабилизация положения которых является первоочередной задачей федерального и регионального правительств в период кризиса. Кроме того, производственное потребление тепла в области связано в основном с отоплением и вентиляцией производственных помещений, используемые объемы которых слабо зависят от количества выпускаемой продукции.
Возможный вариант перспективного теплоэнергетического баланса региона приведен в табл.9.
Представляется целесообразным сопоставить его основные характеристики с аналогичными характеристиками прогноза развития теплоснабжения в России в целом.
В числителе - проект Кольской АЭС реализуется по первому варианту; в знаменателе -по второму варианту.
Так, согласно материалам ЭС-2030 ожидается, что производство тепловой энергии в России к 2020 г. увеличится по сравнению с 2008 г. на 7,7%. Вместе с тем, осуществленный в 2008-2009 гг. мониторинг «Генеральной схемы» показал, что прирост производства тепловой энергии по стране в целом может быть выше и составит 16,3% [13].
Ожидаемый прирост производства тепловой энергии в регионе в соответствии со сформированной версией ее баланса (табл.9) приходится практически в середине приведенного диапазона значений этого показателя и составляет 12,6%.
Таблица 9
Баланс теплоэнергии Мурманской области на период до 2025 г.
Оценка
2010 г. 2015 г. 2020 г. 2025 г.
% % % %
Произведено, млн 14,3 100,0 15,2 100,0 16,1 100,0 17,0 100,0
Гкал
% 100,0 106,3 112,6 118,9
В т.ч.: котельными 10,7 74,8 10,9 71,7 8,4 52,2 8,6 50,6
ТЭЦ 3,3 23,1 3,9 25,7 7,2 44,7 7,8 45,9
другими 0,3 2,1 0,4 2,6 0,5 3,1 0,6 3,5
установками
потери -2,3 -16,1 -1,7 -11,2 -1,3 -8,1 -1,2 -7,0
Потреблено, млн 12,0 83,9 13,5 88,8 14,8 91,9 15,8 93,0
Гкал
% 100,0 112,5 123,3 131,7
населением 5,8 40,6 6,2 40,8 6,6 41,0 6,8 40,0
промышленностью 3,8 26,6 4,7 30,9 5,4 33,5 6,0 35,3
прочие отрасли 2,4 16,7 2,6 17,1 2,8 17,4 3,0 17,7
экономики
Доля ТЭЦ в общем объеме производства тепловой энергии по стране может возрасти с 44% в настоящее время до 47% к 2020 г. [7]. Примерно такой же уровень теплофикации (44,7%) можно ожидать при развитии теплоснабжения в регионе по предлагаемой версии.
Утверждение Федеральных законов «Об энергосбережении и повышении эффективности использования энергии» и «О теплоснабжении», обеспечивающих нормативно-правовую базу эффективного взаимодействия производителей тепловой энергии, организаций, осуществляющих ее транспортировку и распределение, а так же потребителей в рыночных условиях функционирования отрасли и разработка мероприятий по их реализации дают основание надеяться, на существенные положительные сдвиги в системах теплоснабжения региона.
Одной из основных задач формирования рационального ТЭБ области в перспективе является диверсификация его структуры и ликвидация монопольного преобладания в ней одного вида топлива - мазута.
В зависимости от вида топлива, заменяющего в разумных (экономически обоснованных) объемах мазут, можно рассматривать два возможных варианта сводных ТЭБ области, отличающихся структурами приходной части их топливных балансов, а именно: «газовый» и «угольный».
Газовый вариант характеризуется высоким уровнем в балансе топлива природного газа, ограниченным сверху допустимой квотой его потребления для территории, предусматривает замену мазута на котельных и, где это возможно, в промышленном производстве, а так же реализацию проекта Мурманской ТЭЦ-2 с парогазовым оборудованием и перевод трех новых угольных котельных в гг. Мончегорск и Заполярный и п.Никель на газ. Возможность такого решения учитывалась при технико-экономическом обосновании строительства этих теплоисточников.
Для угольного варианта характерным является высокая доля угля в топливном балансе области, обусловленная реализацией проектов Мурманской ТЭЦ-2 и трех упомянутых котельных, как и планировалось ранее, на угольном топливе.
Сформированный укрупненный сводный топливно-энергетический баланс региона на 2025 г. представлен в табл.10. В ней данные для «угольного» варианта приведены в числителе, для «газового» - в знаменателе. Анализ этих данных свидетельствует о том, что Мурманская область остается дефицитной по первичным топливным ресурсам. Однако характер их ввоза несколько изменится. Так природный газ в область будет поступать по ответвлениям от магистрального газопровода Териберка-Волхов. Значительная часть потребности в жидком топливе (нефтепродуктах) будет обеспечиваться за счет работы НПЗ на территории области, нефтяное сырье для которого будет поставляться морем. Вывоз энергетических ресурсов в виде электроэнергии может быть расширен за счет использования в области НВИЭ.
Построенные на данных таблицы диаграммы (рис.2) свидетельствуют о том, что структура топливопотребления для «угольного» варианта достаточно диверсифицирована. В свою очередь структура топливопотребления для «газового» варианта отличается монопольным преобладанием одного вида топлива -природного газа, что может сказаться на энергетической безопасности региона. Если учесть, что пятая часть газа (900 тыс. т.у.т.) израсходована на собственные нужды завода по сжижению природного газа на ПГУ, в общем объеме потребляемых топливных ресурсов для внутренних нужд области доля природного газа снизится до 54%, т.е. преобладающий монопольный характер этого вида топлива сохранится.
Поэтому полагаем, что наиболее вероятным вариантом структуры приходной части топливного баланса будет некий промежуточный вариант, лежащий в границах очерченных «угольным» и «газовым» вариантами.
Его уточнение будет итогом - обобщением результатов решения конкретных экономически обоснованных задач энерго- и топливоснабжения, в том числе, связанных с газификацией области.
В целом за 2007-2025 гг. рост потребления первичных энергетических ресурсов может составить 66% при ожидаемом росте ВРП в 3,5 раза, как предусмотрено в инновационном сценарии Стратегии.
Представляет интерес сопоставление воздействия рассмотренного варианта ТЭБ на изменение энергоемкости ВРП области и влияния реализации ЭС-2030 на динамику энергоемкости ВВП страны в целом (табл.11).
Таблица 10
Перспективный толивно-энергетический баланс Мурманской области (2025 г), тыс. т у.т. (округлено)
Наименование Уголь Мазут Природный газ Моторное топливо Гидроэнергия и атомная энергия НВИЭ Электро- энергия Тепло- энергия Всего
Блок ресурсов Производство 6690 250 6940
Ввоз 2245 520 2430 1560 6755
600 4075
Вывоз -240 -240
Потребление 2245 520 2430 1560 6450 250 13455
первичной энергии 600 4075
Блок Производство 890 900 6450 250 8490
преобразования электроэнергии 180 1610
Производство 1100 380 1200 80 2760
теплоэнергии 165 2135
Собственные 570 570
нужды
Потери в сетях 400 200 600
Блок конечного Потребление 255 140 330 1560 7440 2560 12285
потребления конечной энергии
Промышленность 250 50 250 690 5530 990 7810
Транспорт 5 80 50 540 600 100 1375
Население 30 130 350 1320 1830
Прочее 10 200 910 150 1270
Рис. 2. Структура топливопотребления Мурманской области в 2025 г.
Таблица 11
Ключевые показатели энергоэффективности и энергоиспользования на конец рассматриваемого периода, % к уровню 2007 г.
Наименование показателей Россия, 2030 г. [7] Мурманская область, 2025 г.
Удельная энергоемкость ВВП (ВРП) 47-50 49
Удельная электроемкость ВВП (ВРП) 63-66 58
Удельная теплоемкость ВВП (ВРП) 35-43 40
Как следует из таблицы, можно полагать, что развитие ТЭБ области по рассмотренным вариантам позволит уже к 2025 г. достичь значений индикаторов энергоэффективности и энергосбережения, которые ожидаются к 2030 г. в целом по стране при реализации ЭС-2030.
Структура приходной части электроэнергетического баланса и сводного ТЭБ области может быть скорректирована после принятия окончательного решения по выбору схемы электроснабжения проекта освоения ШГКМ.
Наряду с этим следует отметить, что, начиная с конца 2009 года, в СМИ в связи с успехами в сфере добычи сланцевого газа (в основном в США) развернулась дискуссия о роли этого нетрадиционного энергоресурса в развитии мировой энергетики [14], наблюдаемый разброс мнений по данной проблеме чрезвычайно широк.
С одной стороны, эксперты полагают, что сланцевый газ может рассматриваться в качестве альтернативы природному, транспортируемому по трубопроводам, и сжиженному газу. Подтверждением этому является предполагаемое увеличение доли сланцевого газа в топливном балансе США к 2030 г. с 10-12% (как планировалось ранее) до 50%. Это существенным образом может сказаться на спросе сжиженного природного газа (СПГ) Штокмановского ГКМ, так как именно на поставки в США было сориентировано его производство.
С другой стороны, некоторые видные отечественные и зарубежные эксперты считают, что поднявшаяся шумиха со сланцевым газом является надуванием очередного пузыря на фондовом рынке и перспективы этого энергоресурса по ряду технических и экологических причин не столь радужны.
Российские и зарубежные участники проекта освоения ШГМК достаточно спокойно отреагировали на эту дискуссию. Тем не менее, совет директоров
«Shtokman Development AG», принимая во внимание возможные изменения рыночной конъюнктуры с СНГ, решил выделить в отдельный этап в рамках проекта освоения ШГМК строительство пускового комплекса трубопроводного газа. Как уже отмечалось, окончательное инвестиционное решение о производстве трубопроводного газа планируется принять в марте 2011 года, а решение о производстве СНГ - до конца 2011 г. Этот подход позволит начать добычу газа для поставки по трубопроводу в 2016 году и обеспечить производство СНГ в 2017 г. [15]. Вместе с тем подчеркивается, что, если на момент принятия окончательного инвестиционного решения по Штокману в декабре 2011 года не будет получен позитивный прогноз по рынку СНГ, проект может быть реализован только для производства сетевого газа. Но даже в этом случае проект будет коммерчески привлекателен, так как его внутренняя норма доходности должна превысить 17,5% при цене нефти в 60 долл. США за баррель [16]. Таким образом, Штокмановское ГКМ может стать основной базой для газопровода «Северный поток» с пропускной способностью 55 млрд м3/год газа, реализация проекта которого уже началась [17].
Поэтому представляется заслуживающим внимания рассмотрение возможных электроэнергетического и сводного топливно-энергетического балансов области на период 2025 г. для данного случая.
Электроэнергетический баланс для характерных лет представлен в табл.12.
Сформированный на основе вышеприведенного электроэнергетического баланса ТЭБ области на 2025 г. представлен в табл.13.
Анализ данных приведенных в табл.12 показывает, что на протяжении всего рассматриваемого периода баланс электроэнергии в области для обсуждаемых условий будет бездефицитным. Напряженность с обеспечением электроэнергией может возникнуть в годы вывода из эксплуатации первых двух блоков Кольской АЭС. Ноэтому представляется необходимым ускорить принятие решения о строительстве АЭС-2 и вводе первого ее блока не в 2020 г., а в 2019 г. Это позволит не только обеспечить растущие потребности области в электроэнергии, а и экспорт
Таблица 12
Перспективный баланс Мурманской области при специализации освоения ШГКМ только для производства сетевого газа (округленно), млрд кВт
Наименование Факт 2009 Оценка
2012 2018 2019 2020 2025
I Потребность
традиционное потребление 13,1 13,1 13,8 13,9 14,1 14,8
потребление новых производств 0,3 2,5 2,8 5,0 7,1
в том числе: Штокмановский 1,5 1,5 2,9 4,4
проект
экспорт 0,8 0,8 0,9 1,0 1,0
Итого потребность 13,9 14,2 17,1 17,6 20,1 22,9
II Производство 6,8 6,6 6,7 6,8 6,8 6,8
ГЭС
ТЭЦ 0,5 0,9 2,1 3,5 4,3 4,5
АЭС всего 9,9 11,5 10 6,8 14,9 14,9
в том числе: АЭС-2 8,1 8,1
нетрадиционные источники 0,3 0,4 0,5 0,8
Итого производство 17,2 19,0 19,1 17,5 26,5 27,0
избыток (+), дефицит (-). +3,3 +4,9 +2,0 -0,1 +6,4 +4,1
Таблица 13
Перспективный топливно-энергетический баланс Мурманской области (2025 г) при специализации освоения ШГКМ
только для производства сетевого газа, тыс. т у.т. (округлено)
Наименование Уголь Мазут Природный газ Моторное топливо Гидроэнергия и атомная энергия НВИЭ Электро- энергия Тепло-энергия Всего
Блок Производство 6510 250 6760
ресурсов Ввоз 2245 520 1530 1560 5855
600 3175
Вывоз -1230 -1230
Потребление 2245 520 1530 1560 5280 250 11385
первичной энергии 600 3175
Блок Производство 890 - 5280 250 6420
преобразования электроэнергии 180 710
Производство 1100 380 1200 80 2760
теплоэнергии 165 2135
Собственные нужды 430 430
Потери в сетях 300 200 500
Блок конечного Потребление 255 140 330 1560 5610 2560 10455
потребления конечной энергии
Промышленность 250 50 250 690 3750 990 5980
Транспорт 5 80 50 540 600 100 1375
Население 30 130 350 1320 1830
Прочее 10 200 910 150 1270
первичного энергоресурса в наиболее квалифицированном его виде - электроэнергии, объем которой эквивалентен более 1,2 млн т у.т. (см. табл.12), что создаст благоприятные возможности для реализации проекта «Кольский энергомост», идею которого поддержали все участники второго блока Второй Международной практической конференции по проблемам и перспективам взаимодействия субъектов электроэнергетики, прошедшему 26-27 марта 2010 г. в Финляндии [18]. Организация экспорта электроэнергии в Финляндию позволит не только повысить надежность системы энергоснабжения в регионе, но и будет способствовать росту регионального валового продукта, налоговых отчислений в региональный бюджет и созданию новых рабочих мест, т.е. частично компенсирует те выпадающие экономические выгоды в случае отказа от производства СПГ при освоении ШГКМ.
Выводы
1. Формирование сводного ТЭБ субъекта Российской Федерации обычно является завершающим этапом исследований перспектив развития его энергетического хозяйства, предусматривающих комплексное (системное) рассмотрение региональных проблем на основе непротиворечивости техникоэкономических обоснованных их решений.
2. В условиях Мурманской области одной из основных проблем
в перспективном развитии ее топливно-энергетического комплекса является проблема энергообеспечения проекта освоения ШГКМ, решение которой во многом будет определять структуру ТЭБ региона.
3. Основной целью развития ТЭК области наряду с обеспечением условий для реализации инновационного варианта ее социально-экономического развития, который в ее Стратегии назван «Столица Арктики», является также диверсификация ее перспективного ТЭБ. Достижение этой общей цели связано с успешным осуществлением Штокмановского проекта.
4. Рассмотренные «угольный» и «газовый» варианты ТЭБ определяют границы, в пределах которых может быть сформирован реальный ТЭБ области на 2025 г., отражающий результаты реализации варианта «Столица Арктики» ее Стратегии социально-экономического развития.
Литература
1. Башмаков И.А. Топливно-энергетический баланс как инструмент анализа, прогноза и индикативного планирования развития энергетики // Энергетическая политика - 2007. - № 2. - С.16-25.
2. Инструкция о порядке составления топливно-энергетического баланса за 1990 год по формам № 1-ТЭБ и № 1-ТЭБ (СВ). - М.: Госкомстат СССР. -1990, 46 с.
3. Регионы Северо-Западного округа. Социально-экономические показатели. 2008 / Стат. Сб. Комистат, 2008. - 188 с
4. Стратегия социально-экономического развития Мурманской области до 2025 года. http://economics.gov-murman.ru/economika оЫ^ов^сапа 8оа/.
5. Добыча газа на Штокмане отложена на три года http://www.hibiny.ru/news/ru/arhive/16684.
6. Состоялось обсуждение прогнозного баланса электроэнергетики на период 2009-2015 гг. и на 2020 г. http://e-apbe.ru/actions/detail.php?/ID=19363.
7. Энергетическая Стратегия России на период до 2030 года. - М.; ГУ Институт энергетической стратегии. 2010, 180 с.
8. О «Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.» http://minenergo.gov.ru/news/expert/279.html.
9. Решение о строительстве ветропарка в Мурманской области уже принято. http://www.hibinv .ru/news/ru/arhive/14167.
10. Особенности технико-экономического обоснования инвестиционных проектов тепловых электростанций / Автомонов А.Б., Денисов В.И., Морозов О.В. -Электрические станции, 2008. № 3. С. 24-30.
11.«Штокман Девелопмент АГ» объявила тендер на строительство электростанции. http://www.hibinv.ru/news/ru/arhive/13438.
12. Кожуховский И.С. Среднесрочный прогноз электропотребления и мощности / Доклад на международной профессиональной конференции «Электроэнергетика: инвестпрограмма и финансирование в новых условиях». http://e-apbe.ru/actions/detail.php?ID=20652.
13. Завершена работа по мониторингу Генеральной схемы. http://e-apbe. ru/actions/detail.php?/D=17385
14.Сланцевый газ: революционный энергоисточник или мыльный пузырь. http://www.k2kapital.com 11.10.2009.
15.Утверждены направления развития Штокмановского проекта http://energvland.info/news-shoe-tek-neftegaz-40142 .
16.Штокман спустят в трубу, если коньюктура на рынке газа не улучшится. http://energvland.info/news-shoe-tek-neftegaz-40818 .
17.Начало строительства морской части газопровода «Северный поток» http://www.kremlin.ru/news/7408/.
18. Будет ли область экспортировать киловатты в Европу? Г-та «Мурманский вестник» № 60 (4703) от 07.04.2010.
Сведения об авторах Баранник Борис Григорьевич
Заведующий лабораторией региональной энергетической политики Центра физикотехнических проблем энергетики Севера КНЦ РАН, к.т.н.
Россия, 184209 Мурманская область, г.Апатиты, мкр.Академгородок, 21а. эл.почта: barannik@ien.kolasc.net.ru
Калинина Нина Викторовна
Ведущий инженер лаборатории региональной энергетической политики Центра физикотехнических проблем энергетики Севера КНЦ РАН Россия, 184209 Мурманская область, г.Апатиты, мкр.Академгородок, 21а. эл.почта: kalinina@ien.kolasc.net.ru
Абрамов Юрий Владимирович
Ведущий инженер лаборатории региональной энергетической политики Центра физикотехнических проблем энергетики Севера КНЦ РАН Россия, 184209 Мурманская область, г.Апатиты, мкр.Академгородок, 21а. эл.почта: abr@ien.kolasc.net.ru
Трибуналов Сергей Николаевич
Старший инженер лаборатории региональной энергетической политики Центра физикотехнических проблем энергетики Севера КНЦ РАН Россия, 184209 Мурманская область, г.Апатиты, мкр.Академгородок, 21а. эл.почта: tribunal@ien.kolasc.net.ru
