В статье рассматриваются вопросы уменьшения последствий от чрезвычайных ситуаций (ЧС) на объектах энергетики при возникновении этих ЧС на фоне реализации стратегических угроз энергетической безопасности страны. Показаны основные факторы формирования названных стратегических угроз и наличие тенденций к росту возможностей их реализации. Определена направленность действий, за счет которых возможно уменьшить отрицательные последствия для потребителей энергоресурсов от ЧС на объектах энергетики. Предлагаемые мероприятия разделены на две группы: противодействие стратегическим угрозам энергетической безопасности, предупреждение ЧС и заблаговременная подготовка к ликвидации возникающих ЧС.

Значительное отставание темпов замены основных производственных фондов (ОПФ) в энергетических отраслях от темпов их морального и физического старения наблюдается с конца 80-х годов прошлого столетия. Это обусловлено продолжающимся ростом числа чрезвычайных ситуаций (ЧС) в энергетике, в то же время увеличиваются и возможные последствия реализации угроз энергетической безопасности (ЭБ).

Цель статьи - показать возможные способы уменьшения отрицательных последствий от ЧС в энергетических отраслях России для потребителей топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) во время нарастания числа ЧС при одновременной реализации разного рода стратегических угроз ЭБ.

Сначала о важнейших из таких угроз.

Анализ факторов определил основные стратегические угрозы ЭБ, их реализация может негативно сказаться на обеспечении страны энергоресурсами в долгосрочном плане, сбалансированности их предложения и спроса и на темпах экономического развития и улучшения уровня жизни населения:

• не будут обеспечены в нужном объеме инвестиции, которые позволили бы поддерживать со стороны топливно-энергетического комплекса (ТЭК) России требуемые темпы развития экономики страны (со среднегодовым приростом валового внутреннего продукта, ВВП, до 2020 г. не менее 5%);
• снижение удельной энергоемкости ВВП до 2020 г. не будет более 40%, хотя только при снижении этой величины на 50% и более относительно сегодняшнего дня можно надеяться на поддержку со стороны ТЭК среднегодового прироста ВВП в России в рассматриваемый период более 4% ;
• заметное снижение суммарных объемов добычи газа в стране после 2010 г.;
• в течение всего периода до 2020 г. в отраслях ТЭК будет сохраняться в эксплуатации большая доля полностью изношенного оборудования, снижение среднего уровня износа ОПФ будет неприемлемо медленным из-за низких темпов их обновления;
• отставание темпов роста цен на газ внутри страны от тех темпов, которые позволят газовой отрасли получать в рассматриваемой перспективе в нужном объеме инвестиции для своего развития, а экономике страны иметь важнейший стимул для энергосбережения.

Необеспеченность отраслей ТЭК инвестициями в нужном объеме. Для поддержания со стороны ТЭК среднегодового прироста ВВП 5-6% до 2020 г. общий объем инвестиций в реконструкцию и развитие энергетического сектора России должен быть согласно "Энергетической стратегии России на период до 2020 г." 260-300 млрд. долл. с 2001 по 2010 г. и 400-500 млрд. долл. в следующее десятилетие, т.е. в среднем в год инвестиции в ТЭК из всех источников финансирования до 2010 г. должны составлять 26-30 млрд. долл., после 2010 г. - 40-50 млрд. долл. Фактически инвестиции были в 2001 г. 16,0 млрд. долл., в 2002 г. - 18,1 млрд. долл., в 2003 г. - 17,4 млрд. долл. . Причем, около 45% указанных объемов (для 2003 г.) инвестированы в нефтяную отрасль.

В таких условиях вклад внешних инвесторов будет ограниченным. Возможности самих отраслей по инвестированию должны со временем увеличиваться, но рост не может быть быстрым. С учетом сказанного суммарные инвестиции в ТЭК до 2020 г. (с 2001 г.) оцениваются авторами статьи в размере не более 450-500 млрд. долл. Ожидаемые (наиболее чувствительные) последствия от реализации угрозы недополучения требуемых инвестиций:

• уменьшение возможностей ТЭК по обеспечению потребностей страны в энергоресурсах, что не позволит поддерживать со стороны ТЭК среднегодовой прирост ВВП в стране до 2020 г. более 3-4%;
• освоение запасов газа на полуострове Ямал и шельфе северных морей, если и начнется, то далеко за пределами 2010 г. и будет проходить не очень быстрыми темпами;
• в течение рассматриваемого периода не будет осуществлена в необходимом объеме замена всех физически изношенных ОПФ.

Снижение удельной энергоемкости ВВП к 2020 г., по-видимому, не превысит 40% от сегодняшнего уровня. В таком случае необходимо увеличить на 20-25% поступления в приходную часть баланса первичных ТЭР по России или мириться с дефицитом этого баланса, что не позволит обеспечивать со стороны ТЭК темпы развития экономики со среднегодовым приростом ВВП более 4%.

Заметное снижение суммарных объемов добычи газа в стране после 2010 г. На основных месторождениях страны Уренгое и Ямбурге за время их работы при падающей добыче потеряно -200 млрд. м3 в год. В 2004 г. на проектный уровень (100 млрд. м3/г) вышло Заполярное месторождение, которое компенсировало потери газодобычи в Уренгое и Ямбурге. Начинают разрабатываться и другие (новые) месторождения Надым-Пур-Тазовского района (НПТР). Однако все они, включая Заполярное месторождение, не смогут компенсировать полностью сокращение добычи газа на давно эксплуатируемых месторождениях этого района. Нужны новые районы газодобычи с запасами газа, сопоставимыми с его запасами в НПТР до начала его освоения. Других таких районов, кроме Ямала и шельфа северных морей, в России нет. Однако интенсивное освоение запасов газа на Ямале и шельфе до 2015 г. маловероятно из-за большого экономического риска и из-за дефицита инвестиций. К 2015-2020 гг. уровень годовой добычи может упасть до 450-500 млрд. м3.

Можно считать, что при реализации угрозы снижения уровня добычи разница между тем, что требует Энергетическая стратегия России для умеренного сценария в 2020 г. (680 млрд. м3), и оценкой авторов (450-500 млрд. м3) составит -200 млрд. м3/г. или 250 млн. т у.т./г. Последствия от такого снижения добычи газа:

• ТЭК не сможет поддерживать темпы развития экономики страны до 2020 г. со среднегодовым приростом ВВП более 3,5-4%;
• после 2010 г. резкое ухудшение положения дел со снабжением потребителей котельно-печным топливом (КПТ) в районах европейской части страны и Урала, где доля газа в балансе КПТ для отдельных субъектов РФ доходит до 85-90%;
• возникнут трудности с поставками газа на экспорт (необходимо будет выбирать, какие поставки газа ограничить - внутренние или экспортные).

Отставание темпов замены изношенных ОПФ - последствие от недостатка инвестиций, оно может быть отдельной стратегической угрозой энергетической безопасности. По оценке авторов статьи критической следует считать ситуацию, когда доля полностью изношенного (выработавшего ресурс) оборудования (включая трубопроводы) в общем объеме эксплуатируемого оборудования отраслей ТЭК составляет 20-30%. При таком положении будет иметь место

• отвлечение больших сил и средств на поддержание действующих ОПФ в рабочем состоянии;
• повышенное число отказов и аварий в отраслях ТЭК; известно, что ликвидация последствий аварий, как правило, - на один-два порядка дороже, чем их предупреждение (в данном случае замена до возникновения аварии изношенной трубы, узла оборудования или целого агрегата на новые);
• торможение технического перевооружения в отраслях ТЭК (среди работающего оборудования много морально устаревшего).

Цены на газ и соотношение цен на газ и уголь внутри страны не соответствуют требуемым. Газ и уголь сегодня и в рассматриваемой перспективе будут основой приходной части баланса котельно-печного топлива в России. Цены на газ внутри страны объективно, например, из-за транспортной составляющей и по ряду причин социально-политического характера могут быть меньше цены на газ в европейских странах, но цена на газ не должна быть ниже цены на уголь (имеется в виду единый энергетический эквивалент, например, 1 т у.т.). Разница в потребительских свойствах этих двух видов топлива слишком велика. Для рассматриваемого периода в европейских странах (дальнее зарубежье) авторы предполагают, что цена на газ в 2010 г. будет 120-160, 2020 г. - 130-170 долл./1000 м3. В настоящее время эта цена составляет 120-130 долл./1000 м3. Изменение внутренних средних цен на газ и уголь по укрупненным регионам страны и в целом по стране в период 2000-2004 гг. показано в таблице. Здесь же даются соотношения цен на газ и уголь по годам для соответствующих регионов.

Соотношение цен на газ и уголь внутри страны (в среднем по России) в 2005 г. равно единице. В соответствии с ЭС-2020 соотношение к 2010 г. должно увеличиться до 1,4 и дойти до 1,6-2 после 2015 г. Если считать, что цена на уголь минимально будет возрастать на 5% в год, то в 2010 г. среднероссийская цена на уголь внутри страны должна быть 48-50 долл./т у.т. При ежегодном увеличении цены на газ на 20% реально соотношение цен на газ и уголь в 2010 г. в 1,4. Дальнейшее увеличение этого соотношения будет затруднено социально-экономическим положением в стране сегодня и в ближайшие годы (слабая конкурентоспособность промышленной продукции даже при низких ценах на газ и низкая платежеспособность населения, организаций и предприятий различных сфер деятельности в большинстве регионов). Все это не позволит увеличиваться цене на газ после 2010 г. быстрыми темпами. Ожидаемое снижение уровней добычи газа в стране в это время приведет к росту доли абсолютного объема угля в балансе КПТ в районах европейской части России и Урала. Это будет увеличивать среднюю цену на уголь, так как почти все запасы углей страны находятся в Кузбассе и Восточной Сибири, а тарифы на перевозки грузов по железной дороге достаточно высоки и нет причин для их снижения.

Последствием недостаточных темпов увеличения соотношения цен на газ и уголь внутри страны можно считать сдвиг во времени достижения ощутимого действия стимулов экономии газа и рост объемов использования угля. К таким же последствиям приводит резкое отставание самих цен на газ внутри страны от цены российского газа в европейских странах.

Реализация даже двух-трех из перечисленных стратегических угроз ЭБ резко ухудшит положение дел в стране с обеспечением потребителей необходимыми видами энергоресурсов, и это положение будет катастрофичным при одновременном возникновении аварий на разных объектах ТЭК. Требования к ТЭК по надежности топливо- и энергоснабжения потребителей во время ЧС связаны, прежде всего, с обеспечением минимально необходимых потребностей в ТЭР для каждого региона. Эти потребности определяются требованиями поддержания функционирования систем жизнеобеспечения регионов на минимально приемлемом (по санитарно-биологическим нормам) уровне и недопущения потерь основных производственных фондов у потребителей, крупных экономических ущербов, опасности для людей и окружающей среды и т.д.