Топливно-энергетический баланс как инструмент формирования и реализации стратегии энергосбережения

Акт (отчет) доводится до сведения руководителя потребителя ТЭР, который им подписывается. В случае его отказа от подписи, в акте (отчете) энергетического обследования делается соответствующая запись.

Энергоаудитор передает полный отчет о проведенном энергетическом обследовании потребителю ТЭР, а в десятидневный срок после подписания акта (отчета) о проведенном обследовании передает энергопаспорт региональному (территориальному) органу Главгосэнергонадзора России.

В соответствии с Методическими указаниями по проведению энергетических обследований дочерних обществ ОАО «Газпром» целью проведения энергетических обследований дочерних обществ ОАО «Газпром» является контроль за рациональным и эффективным использованием ими топливно-энергетических ресурсов (природного газа, жидкого, твердого и моторного топлив, электрической и тепловой энергии, воды и других видов энергоносителей), соответствия их расходов установленным нормам, определения возможности осуществления и затрат на реализацию энергоэффективных мероприятий, а также выполнением дочерними обществами программ энергосбережения.

Энергетические обследования предусматривают решение следующих задач:

- оценка фактического состояния использования топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) дочерними обществами и сравнение показателей энергоиспользования с нормативными значениями (в том числе с использованием инструментального обследования);

- выявление причин нерационального расходования ТЭР и определение резервов экономии топлива и энергии;

- определение требований к организации совершенствования учета и контроля расхода энергоносителей;

- контроль за выполнением разработанных программ энергосбережения;

- контроль ведения энергетических паспортов дочерних обществ./9/

3.2 Резервы энергосбережения в нефтяной и газовой промышленности

Энергосбережение играет важную роль в формировании и реализации общего топливно-энергетического баланса страны, обеспечивая не только корректировку спроса на различные энергоносители, но и являясь дополнительным ресурсом за счет снижения издержек при добыче и производстве энергии. Поэтому к энергосбережению, как совокупности организационно-технологических мер экономии ресурсов в различных секторах экономики, в том числе и в отраслях ТЭК, вполне применимы те же методы оценки потенциала, что и к другим видам ТЭР.

Энергосбережение как дополнительный ресурс экономии топлива и снижения потерь может оцениваться по физическому, экономическому и организационно-технологическому программному бизнес потенциалу. Последний связан с реальными финансовыми и материальными возможностями предприятий по снижению своих издержек, что предусматривается в планах и программах предприятий ТЭК.

Таблица 1 - Расход ТЭР по видам деятельности в ОАО «Газпром»

В газовой промышленности общий ежегодный расход энергоресурсов превышает 86 млн. т у.т., в том числе почти 83 млн т у.т. — по ОАО «Газпром».

Таким образом, основной расход энергоресурсов (75%) приходится на долю магистрального транспорта газа, где на ГПА расходуется до 80% общих издержек природного газа и 70% — электрической энергии.

Очевидно, что в этом виде деятельности наиболее значим и потенциал энергосбережения. Так, существующий парк 3100 ГПА в ОАО «Газпром» имеет средний кпд 28,2%, тогда как современные агрегаты имеют кпд до 40%. Полная замена ГПА на новые более энергоэкономичные агрегаты сулит возможную экономию 15,3 млрд. м3 газа в год, что и составляет физический потенциал газосбережения в системе магистрального транспорта газа. По отношению к общему объему ежегодно расходуемого газа на транспорт эта величина составляет порядка 30%. При стоимости газа, поставляемого на экспорт, в 200 долларов за  1 тыс. м3 — это могло быть дополнительно 3 млрд. долларов в год, что выражает стоимостную оценку потенциала энергосбережения по данному виду деятельности ОАО «Газпром».

Однако замена одного ГПА на передовую модель отечественного производства равна (в ценах 2005 года) 5 млн. долларов. Это означает, что полная стоимость обновления ГПА обойдется предприятию в 15,5 млрд. долларов, т.е. окупится не ранее, чем  за 5 лет. Поэтому такая реновация не может быть одномоментным актом, и в бизнес-программе ОАО «Газпром» предусматривалась экономия лишь 1 млрд. м3, что составляет ежегодную реализацию лишь 6,5% возможной экономии газа на газоперекачке. Необходимо также отметить, что замена и модернизация ГПА не являются отдельными бизнес-проектами, а реализуются в соответствии с «Комплексной программой» (обеспечения газопотоков, надежности и безопасности транспорта газа).

Такая комплексность является характерной особенностью для всех отраслей ТЭК и потому должна учитываться при сравнении физического потенциала энергосбережения и программ его реализации.

Расход энергии при добыче газа включает в себя энергоснабжение месторождений и, главное, энергозатраты на установках предварительной и комплексной подготовки и компримирования газа с последующей его подачей в газопроводы высокого давления, а также расходы на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и другие технологические нужды.

К сожалению, эти затраты в связи с перемещением газодобычи в более холодные районы со снижением пластового давления не только не падают, а увеличиваются, в том числе за счет большего расхода энергоресурсов (газа и электроэнергии) на компримирование низконапорного газа. Средний удельный расход газа на собственные внутрипромысловые нужды вырос за последние 5 лет на 25% — с 7,8 до 10 м3 (на 1 тыс. м3 добываемого газа), а суммарный расход ТЭР — с 5 до 6,6 млн. т у.т. в год.

И все же резервы экономии есть и в этом виде деятельности — за счет повышения эффективности дожимных компрессорных станций и повышения гидравлической эффективности (снижения потерь давления) в системе «скважины — внутрипромысловые трубопроводы». По экспертной оценке снижение затрат природных ТЭР в сфере газодобычи составит порядка 1,550 млрд. м3 газа в год с возможной экономией 800 млн. м3  газа за счет оптимизации режимов работы ДКС, 150 млн. м3  — за счет модернизации промысловых установок и очистки призабойной зоны скважин и 600 млн. м3 — за счет утилизации факельных газов и снижения потерь выветривания и попутных нефтяных скважин.

В будущем при падающей добыче на действующих газовых месторождениях и увеличении объемов низконапорного газа возникнет принципиально новая задача — использование низконапорного газа на местных энергоустановках и в газохимии. Проведенный в ГУ ИЭС анализ этой проблемы показал, что за пределами 2010 года объем низконапорного газа составит в южной зоне ЯНАО свыше 10 млрд. м3 и будет непрерывно расти, увеличивая этот специфический ресурс — новый потенциал газосбережения. Этот объем будет вполне достаточен для перевода всех местных котельных на использование низконапорного газа с переходом на полное обеспечение им потребностей собственного электротеплообеспечения с отказом от подачи электроэнергии по протяженным линиям от ГРЭС Тюменьэнерго (Сургутской и Нижневартовской ГРЭС).

На уровне 2020 года и далее объем низконапорного газа порядка 30 млрд. м3 в год будет достаточен для строительства в этом регионе Ново-Уренгойской ГРЭС мощностью до 4 млн. кВт с последующей выдачей электроэнергии в промышленно развивающиеся районы Северного Урала и Республики Коми.

Этот физический потенциал будущего энергосбережения в сфере добычи газа и собственного электротеплоснабжения в газовой отрасли, а также за счет использования более дешевого энергоресурса — низконапорного газа — в электроэнергетике, составляющий к 2020 году до 30 млрд. м3, имеет значимый стоимостной эффект (за счет разницы в стоимости производства электроэнергии за счет сжигания компримированного сетевого газа на Сургутской ГРЭС и низконапорного газа — на Ново-Уренгойской ГРЭС) порядка 18 млрд. долларов (в ценах 2005 года). Однако в оценках текущего потенциала энергосбережения и в бизнес-планах ОАО «Газпром» и других газодобывающих предприятий он пока не учитывается.

Из других видов деятельности в газовой промышленности достаточно энергоемкой является переработка газа, где используется 15% всей расходуемой электроэнергии и 40% — тепловой энергии. Потенциал энергосбережения в этой сфере обусловлен возможностью повышения КПД тепловых агрегатов и утилизацией тепла технологических потоков и составляет порядка 40% всех энергозатрат, т.е. 1 млрд. кВт/ч и 5 млн. Гкал, а стоимостной эффект — порядка    160 млн. долларов за счет достаточно высокой стоимости попутных энергоносителей. Перевод этих установок на использование собственного газа значимого эффекта не даст в связи с быстро растущими ценами на «голубое» топливо, а полная замена агрегатов на новые более экономичные (с меньшим удельным расходом топлива и энергии) обойдется в 1,5-2 млрд. долларов, что растягивает срок окупаемости этих энергосберегающих проектов до 8…10 лет.

Собственное электротеплоснабжение, т.е. производство тепла и электроэнергии на объектах газоэнергетики — это достаточно емкий потребитель газа, где имеет место высокий удельный расход топлива, доходящий до 0,52 кг у.т. на выработанный 1 кВт/ч и 0,18 т у.т. на 1 Гкал. В то же время эти показатели на ТЭЦ РАО "ЕЭС России" составляют соответственно 0,335 кг у.т./кВт/ч и                     0,144 тн у.т./Гкал.

Низкие показатели газоэнергетики обусловлены в основном неполной загрузкой автономных  энергоисточников и слабым уровнем технологического и организационного управления.

Физический потенциал энергосбережения в газоэнергетике, где ежегодно производится 1 млрд. кВт/ч электрической и 13 млн. Гкал тепловой энергии, равен соответственно 180 тыс. тн у.т. и 468 тыс. тн у.т., а всего примерно 650 тыс. тн у.т. Стоимостной же эффект составляет 130 млн. долларов.

Немаловажен, с точки зрения энергосбережения, и такой вид деятельности как распределение газа. Общая протяженность газораспределительных сетей достигает в России 430 тыс. км (из них 13% — в системе ОАО «Газпром»). Структура затрат газа в этих сетях включает в себя 10% расхода газа на собственные нужды, 20% — технологические и 70% — коммерческие потери. Потенциал энергосбережения связан в основном с сокращением этих потерь и составляет (при полной ликвидации коммерческих потерь) в газораспределении порядка 1,5 млрд. м3 газа. Доля экономии тепла и электроэнергии связана с сокращением технологических потерь и составляет порядка 10% существующего расхода этих энергоносителей. Суммарная стоимостная оценка экономии может составить               350 млн. долларов./10/

Оценка потенциала энергосбережения в нефтяной отрасли более сложна, поскольку здесь функционирует большое количество крупных и мелких компаний, как вертикально интегрированных, так и специализирующихся на отдельных видах деятельности: добыча нефти, нефтепереработка, транспорт нефти и нефтепродуктов, их реализация на бензоколонках. В большинстве компаний пока нет каких-либо программ энергосбережения, что затрудняет обобщение данных по потенциалу экономии в целом по отрасли.

Ниже приведены, в основном, экспертные оценки, базирующиеся на обобщении разрозненных данных по компаниям и отдельным видам деятельности в нефтяном секторе.

В сфере нефтедобычи основные резервы возможного энергосбережения лежат в самой системе извлечения нефти. Существующий коэффициент извлечения недр (КИН) существенно ниже проектного, не говоря уже о зарубежных аналогах. Так, по данным Минпромэнерго России в 2005 году в среднем по отрасли КИН составил 0,28 при проектной величине КИН = 0,34 (при уровне КИН в США, равном 0,42). Это значит, что при существующих объемах добычи 470 млн. тонн в недрах безвозвратно теряется еще половина этого объема, примерно 90 млн. тонн. Разумеется, для извлечения этого дополнительного объема необходимы затраты, кратно превышающие текущие издержки на добычу. Но даже при этом, реальная величина дополнительно извлекаемой нефти за счет применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), повышающих величину КИН минимум на 15%, составит 10-12 млн. тонн. Стоимостная оценка этого потенциала составляет не менее 2 млрд. долларов в год.