|
| |
|
Главная -> Экология
Тарифная политика в газовой отрасли. Переработка и вывоз строительного мусораСараева Н.В. МИФИ (технический университет), г. Москва Динамика энергопотребления в регионах мира. В последние три десятилетия мировая энергетика испытала два энергетических кризиса (1973-1974 гг., 1979-1980 гг., рис. 1.1), которые заставили рассматривать энергосбережение как приоритетное направление энергетической политики многих государств. В результате широкомасштабного внедрения более эффективных и менее энергоёмких технологий, а также из-за структурных экономических изменений, таких, как падение производства в тяжёлой промышленности и сдвиг экономики в сторону обслуживающих отраслей, глобальная энергетическая эффективность мировой экономики повысилась. По сравнению с 1973 г. в 1995 г. энергетическая эффективность валового продукта в странах ОЭСР возросла примерно на 37%, потребление энергии на душу населения повысилось на 6.5%, а показатель производства ВВП на душу населения увеличился более чем на 40% [1]. По оценкам мирового энергетического совета, в 2020 г. мировая энергетическая эффективность возрастёт примерно на 75% по сравнению с 1990 г [2]. Повышение экономической эффективности приводит к уменьшению потребления ископаемых видов топлива, снижению выброса вредных веществ. На национальном уровне высокая энергетическая эффективность повышает экономическую конкурентоспособность продукции, благодаря снижению расходов на энергию. Промышленно развитые страны охватывают 2/3 мирового потребления энергии и играют ведущую роль в повышении энергетической эффективности. По данным, представленном на рис. 1.3, удельное потребление энергии (энергоёмкость) в Германии снизилось в 1973-95 гг. на 58%, в Великобритании — на 52%, в США на 42% и в Японии — на 31%. На развивающиеся страны приходится около 1/3 мирового потребления в первичной энергии [3]. Однако эффективность использования энергии в этих странах низка и, учитывая их зависимость от импортируемой нефти и высокий уровень загрязнённости атмосферы, в будущем вопрос повышения энергетической эффективности станет для них критическим. Восточно-европейские государства, включая страны, входящие в СНГ, находятся в настоящее время на разных этапах перехода к новой экономической системе. Однако общим для всех стран этого региона является высокая энергоёмкость, снижение которой не стимулировалось как низкими ценами на энергоносителями, так и отсутствием законодательства, направленного на повышение энергетической эффективности. Удельное потребление энергии в странах с Центральной и Восточной Европы примерно в 2-3.5 раза, а республик бывшего СССР — в 5 раз превышает соответствующий показатель западноевропейских стран (рис. 1.2) [4-6]. Таким образом, повышение энергетической эффективности экономики как отдельных стран, так и мира в целом, уже несомненно сыграло важную роль в изменении темпов развития мировой энергетики, включая ядерную. Политика энергосбережения привела к смягчению остроты проблемы обеспечения развитых стран традиционными энергоресурсами и в конечном итоге изменила исходные посылки развития ядерной энергетики 70-х годов. Рынок ископаемого топлива и урана. В последнее десятилетие прослеживались оптимистические тенденции в оценке мировых ресурсов традиционного топлива: разведанные запасы нефти продолжают стабильно увеличиваться, наблюдается устойчивый прирост запасов природного газа, а достаточность запасов угля на ближайшее столетие не вызывает сомнения. Предыдущие прогнозы надвигающегося дефицита угля и нефти оказались неверными. По оценкам, опубликованным Мировым энергетическим советом в 1995 г., подтверждённые мировые запасы нефти превышают 40-летний объём потребностей (при современном уровне потребления), газа – 60- летний, угля — 200-летний [2]. Современные оценки мировых извлекаемых ресурсов примерно в 2-5 раз увеличивают соотношение между ресурсами и современной добычей (табл. 2.1). Тем не менее мировые ресурсы ископаемого топлива имеют предел. Таблица 2.1 Извлекаемые ресурсы ископаемого топлива (оценка Мирового энергетического совета, 1995 г.) [2] Энергоноситель Запасы, Гт н.э Доля, % Уголь, лигнит 3400 76 Нефть 200 5 Тяжёлая сырая нефть 75 2 Битумная нефть 70 2 Сланцевая нефть 450 10 Природный газ 220 5 Всего 4400 100 Ресурсы ископаемого топлива распределены по странам крайне неравномерно. Например, около 70% нефти сосредоточено в странах Ближнего Востока, более 40% газа — в странах Центральной и Восточной Европы и СНГ. Около половины нефти добывается в странах Персидского залива (рис. 2.1). Их вклад в мировое производство нефти с начала 90-х годов непрерывно растёт. Причина заключается в том, что в рассматриваемый период не было открыто ни одного крупного месторождения нефти, сравнимого по масштабам с запасами Ближнего Востока. В большинстве нефтедобывающих стран мира месторождения нефти находятся на стадии истощения (достигнута максимальная производительность месторождения) или они близки к этому. 90% нефти добывается из месторождений, возраст которых выше 20 лет, и 70% — из месторождений возрастом более 30 лет. Таблица 2.2 Состояние разрабатываемых месторождений нефти [9] Регион, страна Год достижения максимальной производительности нефтяных месторождений Ближний Восток: Страны Персидского залива Прочие страны 2017 1997 Евразия 1994 Северная Америка 1975 Латинская Америка 1994 Африка 1998 Западная Европа 1998 Саудовская Аравия 2020 Страны бывшего СССР 1991 США 1973 Иран 1999 Ирак 2025 Кувейт 2017 Венесуэла 1990 Абу-Даби 2026 Китай 2000 Мексика 1998 Ливия 2000 В период интенсивного развития ядерной энергетики (до середины 80-х годов) цены на нефть в результате энергетических кризисов дважды резко подскакивали, что укрепляло позиции ядерной энергетики как стабильного источника энергии. Экономическая ситуация в мировой энергетики изменилась в период второго экономического кризиса, который по времени совпал со стремительно растущей добычей нефти из новых освоенных месторождений на Аляске и в Северном море. В результате доля стран Ближнего Востока — основных мировых экспортёров нефти — упала с 45% в 1975 г. до 20% в 1985 г., а текущая цена на нефтяное топливо, используемое для производства электроэнергии, стабилизировалась в 1990-95 гг. в пределах 130-140 $/т н.э. (рис 2.3). В указанных пределах находится и цена на газ, используемый для производства электроэнергии. Цена на уголь после 1980 г. повысилась не более, чем на 6%. Однако благоприятная ситуация для развития энергетики на газе и нефтяном топливе, по прогнозам ОЭСР, продержится не более чем до начала 2001 г. (рис.2.4): прогнозируемая цена на сжиженный природный газ к 2010г. по сравнению с 1994г. увеличиться почти в 4.5 раза, на нефть — в 1.64 раза. Цена на уголь в 1994-2010 гг. более устойчива и возрастёт примерно на 35%. 20 лет назад во время первого нефтяного кризиса резко подскочили цены на нефть (рис. 1.1), прекратился прирост добычи нефти (рис. 2.1). В этой ситуации ядерная энергетика, по прогнозам, должна была обеспечить растущие энергетические потребности развитых стран. Официальные прогнозы 1975 г. предсказывали, что к концу столетия в странах ОЭСР будет введено более 1200 ГВт электрических ядерных мощностей (рис. 2.6). Столь же оптимистичны были планы СССР. Рис. 2.5 Суммарная электрическая мощность действующих АЭС (1) и АЭС, строительство которых началось в текущем году (2); мировое производство нефти в сутки (3) [3, 7, 9] Обеспечение урановым топливом такого количества ядерных реакторов, работающих в открытом топливном цикле, потребовало бы за время их эксплуатации более 12 млн. тонн урана. Нехватка урана в перспективе была очевидной, рост цен на уран — несомненным фактом. Единственный выход виделся в организации замкнутого ядерного топливного цикла, в быстром развёртывании реакторов — размножителей и в политике рециклирования плутония в легководных реакторах. Последующие годы принесли много неприятностей оптимистичному ядерному прогнозу 1975 г.: общая электрическая мощность к концу столетия едва достигает 400 ГВт, цены на уран на мировом рынке значительно снизились (с 90-110 $/кг в 1975-80 гг. до 20-25 $/кг в 1992-94 гг., рис. 2.6), ядерная энергетика пережила два потрясения — аварии на АЭС «Три-Майл-Айленд» в 1979 г. и на Чернобыльской АЭС в 1986 г. После 1979 г. устойчиво снижается строительство энергоблоков, достигнув нуля в 1990 г. (рис. 2.5). Для российских АЭС общая потребность в топливе до 2010 г. в расчёте на природный уран по оценкам составит приблизительно 70 тыс. тонн, для АЭС, построенных по российским проектам в СНГ, в целом 130 тыс. тонн [18]. Имеющиеся запасы природного, обогащённого и отвального урана составляют 385 тыс. тонн, т.е. превышают сегодняшние потребности, соответственно, в 5.5 и 3 раза. Следовательно, имеется определённый резерв времени (приблизительно 20 лет) для функционирования ядерной энергетики по открытому циклу. Соотношение ежегодных запасов и потребностей на мировом рынке урана составляет по прогнозам на 2000-2005 гг. примерно 1.8-2.2 (табл. 2.3). Таблица 2.3 Прогноз спроса и предложений на мировом рынке урана (исключая страны СНГ и КНР), тыс. тонн [21] Показатель 1996 2000 2005 Уровень производства 31.46 41.10 36.64 Потребность ядерной энергетики 58.18 58.77 59.77 Экономия урана за счёт рециклирования урана и плутония 1.36 2.18 4.45 Потребность с учётом экономии за счёт рециклирования 56.82 56.59 55.32 Запасы урана на начало года 128.18 104.55 122.22 Соотношение запасов и годовых потребностей 2.3 1.8 2.2 Таким образом, к началу 90-х годов уран превратился из ограниченного в достаточно распространённый ресурс и «урановый кризис» не угрожает ядерной энергетики мира, по крайней мере в ближайшие десятилетия. Низкие цены на уран подорвали экономическую ценность плутония и проблема выбора ядерного топливного цикла стала рассматриваться в первую очередь как серьёзная международная политическая проблема. Конкурентоспособность атомной энергетики. Ужесточение режима регулирования в ядерной энергетике после аварии на АЭС «Три-Майл-Айленд» в 1979 г. потребовало существенного увеличения капиталовложений в модернизацию действующих ядерных энергоблоков, а также расходов на их эксплуатацию и техническое обслуживание. Удлинились периоды остановки реакторов на перегрузку топлива и планово-предупредительные работы. В результате стоимость производства энергии на АЭС возросла, и большинство ядерных энергоблоков лишились известных экономических преимуществ по отношению к электростанциям на органическом топливе. Наиболее ярко эти тенденции проявились в атомной энергетике США. Постой АЗС, вызванный регулирующей деятельностью NRC, привели в 1979 г. к потерям 12% мощности ядерной энгергетики США или 30 млрд кВт час энерговыработки. Резко уменьшились коэффициенты эксплуатационной готовности АЭС из-за увеличения средней продолжительности остановки на перегрузку топлива (с 8.3 недели в 1974-78 гг. до 14.7 недели в 1983 г.), что было обусловлено в основном работами по инспектированию и техническому обслуживанию энергоблоков в соответствии с дополнительными требованиями NRC. (рис. 2.8). Удельные капитальные затраты на строительство первых энергоблоков до начала 70-х годов во всех странах в основном не превышали 1000 $/кВт (рис. 2.9). В последующее десятилетие продолжительность строительства АЭС значительно увеличилась. Ужесточились условия лицензирования и нормы безопасности, что привело к дополнительным затратам на модернизацию стоящихся АЭС. В итоге практически во всех странах в 70-90 гг. удельные капитальные затраты на строительство АЭС возросли более чем в два раза. Капитальные затраты в США дополнительно увеличились в 1984-86 гг. на 50-70$/кВт (см. рис. 2.10). Крупные капитальные вложения были направлены в основном на модернизацию пультов управления и систем охлаждения действующих реакторов в соответствии с требованиями NRC. Эти затраты достигли максимума в 1984 г., отражая факт, что большинство требований NRC по модернизации АЭС были осуществлены в течение 5-ти лет после аварии на АЭС «Три-Майл-Айленд». Затраты на строительство АЭС с вводом в эксплуатацию после 2000 г. планируются в большинстве стран в пределах 1800-3000 $/кВт (рис. 2.9). Очевидно, что они значительно выше, чем аналогичные затраты на сооружение ТЭС на угле или газе. Затраты (в сопоставимых ценах) на эксплуатацию и техническое обслуживание 44-х американских АЭС, введённых в эксплуатацию до1980 г., возросли за 10 лет примерно вдвое. Приведённые затраты, отнесённые к единице произведённой электроэнергии, достигнув максимального значения в 1987 г., снизились, а затраты на единицу установленной мощности стабилизировались, что, несомненно, обусловлено повышением эксплуатационной готовности АЭС после минимума 1984 г. (примерно 62.5%). В ходе исследований, проведённых различными международными организациями, в 80-е годы для большинства стран неизменно АЭС по сравнению с угольными ТЭС (табл. 2.4). Исключение составляли лишь некоторые североамериканские регионы, в которых ТЭС построены вблизи угольных шахт. К началу 90-х годов прогнозируемое преимущество АЭС уменьшилось. Таблица 2.4 Прогнозируемое отношение стоимости производства электроэнергии для ТЭС на угле и АЭС (коэффициент окупаемости капиталовложений 5%/год) [17,22] Страна Год прогноза/ввод в эксплуатацию 1982/ 1990 1985/ 1995 1989/ 1995-2000 1991/ нет данных 1992/ 2010 Предполагаемый срок службы станции, лет 20 25 30 30 Нет данных Бельгия 1.39 1.62 1.79 1.33 1.1 Канада 1.42 1.44 1.33 1.27 1.14 ФРГ 1.64 1.68 1.42 1.3 1.52 Финляндия - 1.33 1.2 - 1.16 Франция 1.75 1.8 1.45 1.44 1.54 Италия 1.57 1.41 1.25 - - Япония 1.51 1.37 1.28 1.24 1.18 Нидерланды 1.29 1.31 0.95 - - Норвегия 1.42 1.29 - - - Испания - 1.19 0.97 0.95 - Швеция 1.33 - - - - Великобритания 1.43 1.4 1.06 - 0.98 США 1.01 0.83 0.91 - 1.04 Китай - - - - 1.26 Индия - - - - 1.16 В среднем для Европы и Японии 1.48 1.44 1.26 1.25 - В начале 80-х годов ТЭС на газе и мазуте не составляли конкуренцию для АЭС: стоимость производства электроэнергии на этих станциях по сравнению с АЭС была в 3-5 раз выше (рис. 2.10). С середины 80-х годов стоимость производства электроэнергии на мазутных и газовых станциях начала резко падать, а угольные электростанции либо сравнялись с показателями АЭС, либо даже в некоторых регионах стоимость производства электроэнергии на угольных электростанциях стала ниже, чем на АЭС. Ситуация изменилась после падения цен на ископаемое топливо (газ, нефть, уголь) и создания новых энергетических технологий (например, газотурбинных установок с КПД ~50%). Результаты прогнозирования стоимости производства электроэнергии в Центральном районе России на уровне 2010 г. показали, что АЭС современной конструкции проигрывают в стоимости электроэнергии, вырабатываемой ТЭС на газе, и сравнимы с угольными ТЭС (рис.2.11). Выводы Ряд неблагоприятных факторов, таких, как повышение эксплуатационных затрат, увеличение сроков строительства, дополнительные капитальные затраты на модернизацию действующих АЭС, снижение цен на ископаемое топливо, разработка новых технологий в традиционной энергетике, увеличение энергетической эффективности производства в развитых странах привели к падению конкурентоспособности АЭС в период 1985-1995 гг. Необходимо разработать программу технических, экономических и законодательных мер, направленных на повышение конкурентоспособности ядерной энергетики. Особое внимание следует уделить разработке новых более дешёвых и безопасных ядерных реакторов, снижению себестоимости строительства и эксплуатации ядерных станций, более детально сопоставлять экологические последствия производства электроэнергии на обычных и атомных станциях. Состояние рынка электроэнергии после 1995 г. претерпело некоторые изменения, особенно после роста цен на нефть в 1998-1999 гг. Поэтому в ближайшее время целесообразно продолжить анализ конкурентоспособности ядерной энергетики для периода 1996-2000 гг. Литература Electricity Information 1995. July 1996 // IEA, OECD. Energy for Tomorrow’s World – the Realities, the Real Options and the Agenda for Achievement //WEC Commission, Synopsis of Report and Findings, 1994. Lester R. Brown, Christopher Flavin, Hal Kane. Vital Signs 1992. //Worldwatch Institute, USA, 1992. Повышение энергоэффективности в регионе ЕЭК: последние изменения, политика, международная торговля и сотрудничество //Экономический и социальный Совет ООН. ЕЭК, комитет по энергетике. Третья сессия , 3-11 ноября 1993 г. Energy/R.88.12 November 1993. Бушуев В.В., Телушников О.Б. Инвестиции в энергосбережение будут расти //ТЭК, 1996, № 3. С. 55-57. Energy Indicators for the Countries of Europe and the CIS. Data for 1990-1991-1992-1993. Nuclear Engng. Intern. World Nuclear Industry Handbook. 1997, p. 16-36. Ryukichi Imai Energy Issues in Asia for The Twenty First Century: Nuclear Energy and Nuclear Disarmament Must Be Solved Simultaneously. IIPS Policy Paper 182E, June 1997. Campbell C.J. Oil Shock //Energy World. 1996, No. 240, p. 7-18. World Energy Outbook //OECD. 1996. Rust I., Rothwell G. Optimal response to a shift in regulatory regime: the case of the US nuclear power industry //J. Of Applied Economics, 1995, v. 10, p. 75-118. Power, June 1996, p. 35-41. Olson E., Koppe R., Waage J. Rationalizing regulation could help cut US operation and maintenance costs //Nucl. Engng. Inter., 1990, v. 35, No. 436, p. 35-36. Cutting O&M costs. Making progress in the USA //Nucl. Engng. Int. 1994, Nov., p. 13. Волкова Е., Макаров А., Макарова А. и др. Сценарии развития энергетики России //Промышленная энергетика, 1996, № 2. С.5. Саламов А.А. Удельные капитальные затраты на сооружение ТЭС за рубежом //Теплоэнергетика, 1997, № 2. С. 76-79. Jones P. Trends in Economics of Electricity Generation //Nuclear Europe Worldscan, 1992, No. 7, 8. Проблемы обеспечения экологической безопасности замкнутого топливного цикла в ядерной энергетике //Экологическая безопасность России, 1996, № 2. С. 139-177. Смирнов Ю.В., Соколов Д.Д., Соколова И.Д. и др. //Атомная промышленность зарубежных стран. М.: Атомиздат, 1980. Engng. Mining J. 1995, v. 196, No.3, p. 78-80. Nucl. Engng. Int., 1994, v. 39, No.482, p. 14,15. Atom, 1993, No. 427, p. 14-17.
Олег Жилин, заместитель председателя ФЭК России Журнал Экономика России: ХХI век № 11 Рыночные изменения весьма слабо коснулись внутреннего рынка газовой отрасли. Цены на газ в России значительно отличаются от цен на другие виды топлива и цен на европейском и среднеазиатском рынках. С чем это связано? Причины инерционности газового сектора Газ занимает доминирующие позиции в энергетике России и, особенно, в ее европейской части. В обществе бытует мнение, что повышение цен на газ болезненно отразится на социальном положении населения и доходах промышленности. У ОАО Газпром , в отличие от МПС и РАО ЕЭС России , имеются дополнительно большие финансовые ресурсы от продажи газа на внешнем рынке. Так, выручка достигает 769 млрд. руб., в том числе экспорт - 527 млрд. руб. Из этих средств финансируются инвестиционные программы Газпрома по освоению новых месторождений, в том числе для поставки газа на внутренний рынок. Это наглядно просматривается по ценам. Средневзвешенные цены на газ на внутреннем рынке России в 2002 г., как ожидается, составят 19,8 долл. Они отличаются от цен: - продажи газа на границе Западной Европы - в 5 раз; - поставок среднеазиатского газа на границе Казахстан-Россия - в 2 раза; - мазута в летний период - в 3 раза, в зимний - в 4-5 раз; - угля в - 1,5-2 раза. Отклонения цен на газ на внутреннем рынке от ближайших рынков и цен на другие виды топлива в России является на сегодняшний день главным антирыночным фактором всей экономики. Заниженные цены на газ искажают не только цены на электроэнергию и тепло, а далее и транспортные тарифы, но и, как следствие, стоимость продукции всех отраслей. В итоге нарушается объективность отраслевых цен, пропорций и всех основных макроэкономических показателей страны. Если в отношении субсидирования населения это еще можно оправдать низким жизненным уровнем, то логичных объяснений причин финансирования металлургической, нефтеперерабатывающей, агрохимической и многих других высокодоходных отраслей за счет газовой - просто нет. Реальное воздействие и ущерб от низких цен на газ этими факторами не ограничивается. Так: - Деформируются топливные балансы. Электростанции и тепловые котельные, работающие на угле и мазуте, вместо создания более совершенных систем по подготовке и сжиганию традиционных видов топлива, в стремлении получить дополнительные доходы добиваются перехода на газ. Спрос на газ перерос в ажиотажный; - Под давлением низких цен на газ продукция угольных предприятий не находит сбыта. Часть предприятий останавливается, другая - вынуждена продавать уголь по ценам, близким к нулевой рентабельности. В целом же угольная отрасль разоряется; - Газовая пауза, построенная на низких ценах на газ, законсервировала энергетику России на уровне конца 70-х годов. Аналогичная ситуация наблюдается и в отраслях экономики, использующих газ как сырье и топливо; - Отсутствие работы по топливо- и энергосбережению, использование топлива с потерями в 65-68% в большой энергетике, 70-75% в коммунальной тепловой энергетике сочетаются с затратной системой ценообразования, при которой все потери оплачиваются промышленными предприятиями и организациями. Население же при этом страдает от нестабильности тепло- и электроснабжения. Россия располагает большим количеством газовых месторождений малой и средней мощности, в том числе в регионах с высокой плотностью населения. Однако в условиях наличия дешевого газа с Уренгоя разрабатывать эти месторождения становится нерентабельно. Главная проблема независимых производителей не в отсутствии допуска к транспортной системе, а в конкуренции на внутреннем рынке со стороны дешевого газа Газпрома . По этим причинам они требуют предоставить право продажи газа на экспортных рынках Газпрома . Выполнение их требования однозначно повлечет за собой снижение экспортных цен и потери валютной выручки России. Повышение же цен на внутреннем рынке, напротив, способствовало бы росту добычи газа у независимых производителей. В то же время появление независимых производителей газа, которые не имеют возможности экспортировать его в дальнее зарубежье с целью компенсации убыточных внутренних цен, весьма проблематично. Капитал не потечет туда, где нет возможности его наращивать. Это, соответственно, тормозит развитие производительных сил в отрасли. По ряду экспертных оценок, нефтяные компании, добывающие попутный газ, могли бы увеличить его поставки вдвое. Мощности газоперерабатывающих заводов для этих целей имеются. Однако дешевый газ является одним из главных тормозов инвестиционного процесса. В российской энергетике сложилась специфическая ситуация. У нас есть более чем 50-процентный от используемых запас мощностей по генерации электроэнергии. При таком запасе масштабные инвестиции вряд ли придут на создание новых. В то же время при наличии 65% потерь топлива мог бы сработать фактор привлечения инвестиций для реконструкции в целях обеспечения экономии топлива. Приведение цен на газ к паритету с другими видами топлива и ценами на газ на близлежащих рынках является важнейшим шагом в развитии рыночных реформ. Одновременно с индексацией цен на газ должна активно развиваться торговля газом по свободным ценам. Наряду с ресурсами независимых производителей газа в ней должны учитываться объемы газа, добываемого Газпромом . Газ по свободным ценам должен подаваться неэффективным пользователям, новым потребителям газа, потребителям, запрашивающим дополнительные объемы для наращивания мощностей, экспортно-ориентированным предприятиям. Необходимо будет создать торговые площадки, данные по ценам с которых станут индикаторами для ежегодного пересмотра цен. Формирование конкурентного рынка в области торговли газом в России входит также в задачи Европейского сообщества. Это отражено в докладе комиссии ЕС Газовая безопасность ЕС (Брюссель, 1999). Повышение цен на газ до уровня цен на другие виды топлива и цен на ближайших рынках Средней Азии и Западной Европы с учетом вычета транспортной составляющей неизбежно будет сопровождаться развитием процесса выявления реальной стоимости газа на внутреннем рынке России. Обоснование, как и до какого уровня повышать внутренние цены на газ, является базовой составляющей для разработки концепции развития рынка и, соответственно, программы реформирования товаропроводящей сети. При этом нельзя руководствоваться только пожеланиями иностранных партнеров о том, что для вступления в ВТО необходимо поднять на более высокий уровень цены на энергоресурсы, в том числе и на газ. Насколько справедливо подобное требование? Известно, что при близких по уровню ценах на нефть по всем региональным рынкам мира цены на бензин в США в 2,5 раза ниже аналогичных цен в Западной Европе. Тем не менее, никто из членов ВТО не ставит вопрос об этом. Наряду с неприятием подобной политики двойных стандартов мы должны видеть, что необоснованно высокие темпы роста цен на газ приведут к появлению избытка газа на внутреннем рынке, что в условиях стабилизации добычи газа в стране, безусловно, вызовет превышение его предложения над спросом на рынках Западной Европы. В итоге необоснованно высокие темпы повышения цен на газ в России могут вызвать снижение: - платежной дисциплины на внутреннем рынке; - цен на российский газ на рынках Европы; - выручки от экспорта. Пути преодоления сложившейся ситуации Но вернемся к проблемам либерализации внутреннего рынка газа. Очевидно, что прозрачность деятельности на этом рынке главного монополиста, базирующаяся на четком разделении естественно-монопольных и потенциально-конкурентных видов деятельности, создаст основу для формирования условий для реализации газа по свободным нерегулируемым ценам. Локомотивом развития нерегулируемого сектора торговли газом должен стать сам Газпром . Формула развития довольно проста: свободные цены в обмен на свободную мощность газотранспортной системы. Действительно, строить альтернативную транспортную систему дорого, да и вряд ли нужно. Действующая система газопроводов может перекачать около 700 млрд. м3 при сегодняшней добыче в 655 млрд. м3. Запас мощностей достаточный. Правда, есть узкие места. Например, предельная загрузка мощностей в районе Сургута, технические проблемы с наращиванием объемов подачи в Северо-Западный регион страны и др. Но эти вопросы разрешимы, если Газпром завершит формирование единого Трансгаза , а государство перейдет от регулирования оптовых цен к регулированию тарифов на услуги по транспортировке газа. Основной задачей единого Трансгаза должна быть не просто перекачка газа, а предоставление услуг по транспортировке газа, его хранению, замещению, резервированию мощностей, распределению и т. д. Система газопроводов в России и ближнем зарубежье изначально строилась по сетевому принципу и в рыночных механизмах фактически является товаропроводящей системой, т. е. способной доставить от производителя к потребителю необходимый товар в нужном ассортименте, требуемого качества, в нужный период времени. Это большое благо. Многие западные системы, и в первую очередь американские, построены по так называемому лучевому принципу, где газ течет по строго выделенному лучевому каналу, и нет возможности его изменить. Единая система газоснабжения России и ближнего зарубежья за счет наличия множества перетоков может транспортировать газ по различным маршрутам, производить его внутренние замещения, экономить за счет сокращения маршрутов транспортировки, резервировать мощность и при необходимости перераспределять газ между регионами, в том числе при изменении температурных условий. Технические возможности газотранспортной системы открывают огромные перспективы по работе с независимыми производителями газа практически на всем рыночном пространстве, включая поставки на экспорт в дальнее зарубежье. В интересах государства сохранить монополию на внешнюю торговлю через организованную сбытовую сеть Газпрома (есть долгосрочные обязательства Газпрома и Газэкспорта , которые надо неукоснительно выполнять). Однако это не означает, что в системе экспортных поставок не может быть использовано квотирование, где уполномоченный государством поставщик обеспечивает реализацию газа независимых производителей с регулируемыми государством квотами. Развитие конкуренции за счет независимых производителей Энергетической стратегией России до 2020 г. предусматривается существенный рост добычи газа независимыми производителями газа. Совершенно понятно, что эта задача не может быть решена, если вопросы тарифной политики в газовой отрасли не будут полностью отработаны и не будут иметь обязательного статуса, а в Концепции развития газового рынка не найдут отражения необходимые преобразования внутри газовой отрасли. Однако вряд ли следует государству навязывать эти преобразования административными методами. Государство должно создать условия для реализации этих преобразований. Безусловно, крайние меры как со стороны государства, так и со стороны монополии не могут быть конструктивными. Объективными предпосылками к организации конкурентного газового рынка в России являются: - наличие развитой газовой инфраструктуры, обеспечивающей множественность выбора между поставщиками и потребителями; - создание организованного оптового рынка газа с двумя его секторами (регулируемым и нерегулируемым); - доступ к транспортной инфраструктуре и баланс (лимиты) поставок газа на регулируемый рынок под контролем государства; - публичная долгосрочная тарифная и ценовая политика; - законодательная поддержка. В рамках новой конкурентной организации рынка поставщики и покупатели должны получить возможность уравнивать свои интересы за счет минимизации рисков поставки (развития инфраструктуры) и ценовых рисков (фьючерсный рынок контрактов). В основе развития конкурентного рынка газа лежит транспортная инфраструктура. Газификация регионов и развитие газораспределительной отрасли В настоящее время в сфере газораспределения назрели две крупные проблемы. Это характерная для большинства регионов России раздробленность газораспределительных организаций и неурегулированность множества имущественных вопросов. Все это приводит к снижению надежности газоснабжения, более низкой финансовой эффективности деятельности ГРО. В целом Российская Федерация по соотношению протяженности газораспределительных сетей к протяженности магистральных газопроводов серьезно уступает странам Европы и США, что указывает на необходимость проведения газификации ряда районов. Учитывая низкую инвестиционную привлекательность строительства газораспределительных сетей, финансирование ведется за счет выделяемых в бюджетах всех уровней целевых средств и средств Газпрома . Законодательная поддержка структурных преобразований в отрасли С другой стороны, политика государства в области ценообразования в газовой отрасли состоит в том, что цена на газ будет расти опережающими темпами по отношению к инфляции. Так, целевой индекс роста на 2003-2005 гг. достигает 35% в год. Это означает, что цена на природный газ за ближайшие три года увеличится почти в 2,5 раза. Что, скорее всего, приведет к снижению возможности региональных бюджетов в полной мере финансировать запланированные работы по газификации территории. В этих условиях на уровне регионов РФ должны быть предусмотрены меры, которые позволят получать необходимые для упомянутых, по сути социальных, инвестиций источники финансирования. Первым шагом в этом направлении является установление специальных надбавок для финансирования программ газификации регионов к тарифам на услуги газораспределительных организаций. Другим, не менее эффективным шагом является возмездная передача находящихся в муниципальной собственности или в собственности субъектов Российской Федерации газораспределительных сетей в собственность ГРО. Когда же организация-собственник региональной газораспределительной системы является специализированной организацией, осуществляющей эксплуатацию и развитие на соответствующих территориях сетей газоснабжения, а также оказывает услуги, связанные с подачей газа потребителям, и не является государственным или муниципальным предприятием, то возникает проблема компенсации ее затрат по обслуживанию объектов газораспределительной системы, построенных за счет бюджетных средств. Сложившаяся практика несения газораспределительными организациями (ГРО) прямых убытков или попытки противозаконного включения данных затрат в тариф за услуги по транспортировке газа становятся тормозом в развитии эффективных рыночных отношений в сфере газоснабжения. В соответствии с действующим законодательством проблема может иметь несколько решений. Ключевым является вопрос о намерении органов власти - собственников имущества - сохранить его в государственной (муниципальной) собственности, стремясь извлечь определенный внебюджетный доход от использования этого имущества, либо продать (передать в лизинг) его коммерческим структурам (специализированным организациям), увеличивая доходную часть бюджета и создавая дополнительный источник для финансирования строительства новых объектов газификации. Взаимозависимость газораспределения с муниципальной экономикой привела к колоссальной ресурсозатратности, а дотационность большинства МУПов - это уже стратегические потери экономики. В связи с этим в ФЭК России разработаны предложения по тарифной поддержке замены неэффективных собственников с целью развития газораспределения и, как следствие, развития инфраструктурных условий для перехода к конкурентному рынку газа.
Сегодня и завтра водородной энер. Термоэлектрические генераторы. Мини-тэц jenbacher. Гражданская. Пути интенсификации развития нет. Главная -> Экология 
|