Газовая промышленность Спецвыпуск № 4 2017

Конец XX и начало XXI в. характеризовались доминированием производителей над потребителями, что, в частности, было связано с прогнозами растущего энергопотребления (особенно в Китае и Индии) и приводило к устойчивым прогнозам роста цен на нефть и природный газ. Соответствующие процессы протекали на фоне сформировавшегося глобального рынка нефти и формирующегося глобального рынка природного газа.

В период после 2008 г. сформировался ряд факторов, которые отражают предпосылки изменения парадигмы энергетической безопасности. По данным British Petroleum, мировые технически извлекаемые ресурсы нефти превышают прогнозные объемы накопленного спроса на период 2015–2035 гг. в 3,7 раза. Это является отражением существенных изменений на мировом энергетическом рынке, когда опережающий рост предложения над спросом приводит к доминированию потребителей энергоресурсов над производителями.

К другим предпосылкам смены парадигмы энергетической безопасности можно отнести следующие события и процессы:

•  финансовый кризис 2008 г., который привел к ограничениям на доступные инвестиции масштабных проектов в нефтегазовой сфере;

•  сланцевая революция, спровоцировавшая снижение (возможно, долгосрочное) цен на нефть и активизацию рынка СПГ;

•  переход к неоиндустриальной энергетике («умные» сети, «умные» потребители, консьюмеры);

•  регионализация запасов и энергетических рынков с одновременной технологической и организационной глобализацией.

Стратегия развития российских нефтегазовых компаний должна учитывать перечисленные предпосылки изменения парадигмы энергетической безопасности.

Капиталоемкость мировой энергетики, в частности нефтегазовой промышленности, обусловливает применение ее участниками сложных экономико-математических моделей для целей долгосрочного прогнозирования развития мировых рынков энергоресурсов и планирования своей инвестиционной и маркетинговой деятельности [1]..

В настоящее время при прогнозном моделировании развития мировых энергетических рынков обычно гораздо большее внимание уделяется представлению полученных прогнозных результатов, нежели методологическим вопросам. В рамках данной статьи автор обосновывает значимость методологических аспектов моделирования развития мировых энергетических рынков.

Необходимость и целесообразность применения сложных математических моделей для целей прогнозирования развития мировых энергетических рынков, во‑первых, обусловлена многомерностью и сложностью вычислений, факторами которой являются:

• география (~200 стран, крупные разбиты на несколько узлов);

• виды топлива (~10 основных видов);

• секторы/потоки (~10 укрупненных и более 20 детализированных секторов и отдельных потоков потребления);

• факторы (более 25), влияющие на потребление этих секторов/потоков;

• время (20 лет, или 240 мес, или 170 тыс. ч – в зависимости от уровня временной детализации).

Таким образом, получаются миллионы различных параметров, переменных и уравнений, всецело охватить которые без помощи современных методов математического моделирования невозможно.

Во-вторых, мировой энергетический рынок как объект исследования динамично развивается и характеризуется достаточно значительной неопределенностью со стороны как спроса, так и предложения. В-третьих, высокая капитало- и времяемкость создания инфраструктурных объектов в энергетической отрасли значительно повышают градус ответственности при принятии инвестиционных решений. Наконец, внешние прогнозы могут быть субъективными и будут, скорее, влиять на рынок, чем отражать его действительное развитие. Все это обусловливает необходимость и целесообразность собственного прогнозного моделирования развития мировых энергетических рынков.

Различия во внешних долгосрочных прогнозах мировых энергетических рынков достаточно значительны. Так, прогнозы 2017 г. ведущих мировых агентств и компаний в части мирового потребления энергии на 2035 г. колеблются от 14,2 до 17,6 млн т н. э., а природного газа – от 4,2 до 5,6 трлн м³. Упомянутая субъективность прогнозов обусловливается не только вполне очевидными статистическими различиями в отправных точках и не такими очевидными, но тем не менее относительно легко верифицируемыми различиями в сценарных предпосылках, но и теми или иными специфичными аспектами и нюансами самой методологии моделирования, которые, как правило, скрыты от наших глаз (рис. 1).

При этом применяемые подходы к моделированию в целом достаточно разнообразны и могут включать: консенсус-прогноз, трендовый, балансовый, симуляцию, оптимизацию.

ЭТАПЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ

Основываясь не только на собственном, но и на зарубежном опыте ведущих мировых агентств и компаний (Мировое энергетическое агентство, Департамент энергетики США, Wood Mackenzie,

IHS Markit и др.), рассмотрим ключевые этапы моделирования мировых энергетических рынков, на которые, как правило, целесообразнее всего разбивать общий процесс:

0-й (подготовительный) этап. Сбор, обработка и систематизация исходных (фактических статистических и прогнозных сценарных) данных;

1-й этап. Прогнозное моделирование конечного спроса на энергоресурсы (для определения прогноза потребления вторичных энергоресурсов);

2-й этап. Прогнозное (диспетчерское) моделирование электроэнергетического и других секторов преобразования (для определения прогноза спроса на первичные энергоресурсы);

3-й этап. Прогнозное моделирование торговых потоков и рыночных цен (для определения источников покрытия первичного спроса и составления энергобаланса).

Стоит отметить, что значительное число существующих модельных комплексов охватывает не все обозначенные этапы, используя ряд параметров в качестве экзогенных.

На первом этапе моделируется прогноз конечного потребления вторичных энергоресурсов по отдельным секторам экономик рассматриваемых стран и/или регионов мира. Здесь, как правило, отдельно рассматриваются следующие секторы потребления энергии: промышленность, транспорт, население, коммунально-бытовой, потери и собственные нужды. В ряде случаев применяется и более детальный подход с разбивкой, например, промышленности на отдельные отрасли народного хозяйства; транспорта – на дорожный, железнодорожный, авиационный, а также речной и морской и др. На данном этапе в большинстве моделей используется трендовый подход. Это позволяет выявлять и экстраполировать удельные зависимости потребления энергии рассматриваемым сектором от одного или совокупности факторов влияния, например показателей численности населения, валового внутреннего продукта и т. п. Значительное влияние при этом оказывает выбранный временной период статистической выборки, от которого зависят форма и угол наклона полученной тенденции. Стоит отметить, что при рассмот-рении показателей энергоемкости тех или иных секторов, как правило, используются экспоненциальные кривые. Они характеризуются постоянством темпов роста или спада, интерпретируемым с экономической точки зрения, как, например, постоянство инвестиций в технологии энергосбережения, что в случае экстраполяции уже само по себе является достаточно серьезной сценарной предпосылкой. Еще запутаннее обстоит дело с разбивкой прогнозного потребления рассматриваемого сектора по видам топлива. Так, лишь ограниченный класс моделей осуществляет детальное оптимизационное моделирование конкретных технологий конечного потребления, на основе которых и формируются показатели по видам топлива. Подавляющая же часть исследователей ограничивается менее прозрачными (с методологической точки зрения) подходами, такими как экспертная оценка.

Следующим ключевым этапом является моделирование секторов трансформации энергии, и в первую очередь электроэнергетического. Здесь дается ответ на вопрос об источниках выработки/покрытия (запрошенного на первом этапе) прогнозного потребления электроэнергии и тепла. Значительная временная неравномерность потребления электроэнергии и сложность ее хранения вынуждают специалистов осуществлять почасовое моделирование диспетчеризации задействования станций и перераспределения потоков. Пространственная и временная неравномерность, а также неопределенность и негарантированность доступности энергии из возобновляемых источников (ВИЭ) вкупе с их увеличивающейся долей в электроэнергетическом балансе еще сильнее усложняют задачу моделирования, одновременно повышая ее актуальность и востребованность (рис. 2). Учет при моделировании детальных особенностей и специфичных факторов (время старта и останова, неравномерность эффективности сгорания в течение времени прогрева и т. п.) позволяет получать более реалистичные результаты (рис. 3). Интересно отметить, что при детальном почасовом моделировании более очевидной становятся необходимость и оптимальность задействования резервных/гарантирующих видов топлива, в первую очередь природного газа.

Также на втором этапе стоит отметить определенную методологическую рекурсию. Дело в том, что большинство моделей энергодиспетчирования являются детерминированными линейными последовательно статическими, работающими по критерию минимизации суммарных издержек на удовлетворение спроса (на электроэнергию). Топливные затраты являются одной из важнейших составляющих общих издержек. Однако до момента реализации третьего этапа расчетная прогнозная цена топлива остается неизвестной. В то же время на третьем этапе для расчета цен необходимо знать прогнозное значение потребления рассматриваемого вида топлива в секторе электроэнергетики. Полученная взаимозависимость может быть решена двумя способами: либо последовательным итерационным поиском решения на этапах 2 и 3 до достижения их совместности согласно заданному критерию (например, отличие результатов не более чем на некоторую долю процента), либо просчетом на втором этапе всех возможных значений и комбинаций топливных цен с заданным дискретным шагом. Более предпочтительным, как правило, является последний вариант. В результате получается не прогноз потребления первичного вида топлива, а прогнозная кривая спроса в зависимости от цены, которая и передается далее – на этап 3 (рис. 4).

Последним этапом является моделирование торговых потоков по каждому в отдельности первичному энергоресурсу. В качестве исходной информации, как правило, указываются кривые спроса, объемные и стоимостные показатели по возможностям добычи и объектам инфраструктуры, а также иные, например контрактные, ограничения. Большинство мировых моделей линейны и работают по принципу минимизации суммарных издержек. В результате расчета с использованием внешних оптимизаторов/решателей оценивается не только оптимальное распределение торговых потоков и объемов добычи, потребления и транспортировки по введенным инфраструктурным объектам, но и прогнозный уровень рыночных цен, определяемый на основе предельных издержек замыкающих поставщиков и соответствующих двойственных цен балансовых уравнений. Зная оптимальные значения потоков, можно делать выводы об оптимальных датах ввода инфраструктурных проектов. Также на основе полученных данных становится возможным проводить анализ и оптимизацию выручки и прибыли игроков рынка и их стратегического поведения.

МОДЕЛЬНЫЕ АСПЕКТЫ

Функциональные, структурные и алгоритмические особенности применяемых моделей оказывают значительное влияние на результат.

Так, при рассмотрении значительно неравномерного во времени показателя многое будет зависеть от выбранного временного интервала дискретизации. Например, среднемесячные или среднеквартальные значения цен могут в значительной степени отличаться от их суточных котировок на бирже, возможно, завышая или занижая результат последующего модельного расчета зависимых величин на их основе.

Следующим немаловажным фактором является временной горизонт предвидения модели. Разная постановка задачи на одних и тех же данных может давать разный результат. Так, последовательно статические модели с горизонтом предвидения в один год (в большинстве случаев) не смогут учитывать и анализировать долгосрочные тенденции, оптимизировать даты ввода добычных и инфраструктурных проектов и т. п. (рис. 5). Другой крайностью является детерминированная динамическая модель с идеальным горизонтом предвидения, точно «знающая», что и когда произойдет. Она скорее ответит на вопрос, как должно быть, а не как будет. Оптимальным, как правило, является выбор горизонта предвидения на основе общепринятых в индустрии сроков стратегического планирования долгосрочных программ развития (например, 10 лет) или плановых сроков реализации рассматриваемых инвестиционных проектов.

Последним, но не менее важным рассматриваемым в данной работе модельным аспектом является моделирование стратегического поведения игроков. Большинство существующих мировых моделей – «модели покупателей». Они используют парадигму организации рынка по принципу идеальной конкуренции. Подразумевается, что все участники мирового рынка сотрудничают ради достижения единой цели – минимизировать суммарные издержки всей системы (т. е. потребителей) на удовлетворение спроса. Простота формулировки задачи позволяет применять принципы линейного программирования для решения оптимизационной проблемы. Однако в реальном мире на рынке присутствуют отдельные независимые агенты/игроки, каждый из которых в большинстве случаев преследует свою индивидуальную цель – максимизировать собственную прибыль/доход. Индивидуальность и несогласованность целей вынуж-дают применять более сложные методы решения поставленной оптимизационной проблематики в «моделях продавца»: MCP (Mixed complementarity problem), MPEC (Mathematical problem with equilibrium constraints), EPEC (Equilibrium problem with equilibrium constraints) и др. С точки зрения баланса спроса и предложения это может выглядеть как стремление какого‑либо агента, например организации стран – экспортеров нефти (ОПЕК), изменить (например, ограничить) поставки на рынок ради достижения выгодного изменения (например, прироста) цены (рис. 6). Очевидно, что прогнозная цена в случае применения модели продавца может оказаться на более высоком уровне относительно результатов классических моделей покупателя [3].

ВЫВОДЫ

Математическое моделирование является ключевым инструментом долгосрочного прогнозирования развития мировых энергетических рынков. Необходимость и целесообразность применения его сложных методов обусловлена как многомерностью данных, так и значительной их неопределенностью.

Почасовое детальное моделирование энергодиспетчирования позволяет добиться более оптимистичных и реалистичных результатов для гарантирующих видов топлива, таких как природный газ. Правильный выбор временного интервала и горизонта предвидения при моделировании торговых потоков позволяет добиться более оптимистичных и реалистичных результатов для сезонных видов топлива, таких как природный газ. Применение агентного моделирования позволяет в ряде случаев лучше, чем при парадигме идеальной конкуренции, отразить реалии мировых энергетических рынков.

В целом детали модельных алгоритмов и специфические параметры могут иметь значительное влияние на результирующий анализ и прогноз. А учет проанализированного перечня критических особенностей и зависимостей при долгосрочном моделировании развития мировых энергетических и газовых рынков позволит получать более реалистичные результаты. 

На состоявшемся в октябре 2017 г. юбилейном, 30‑м заседании Европейского форума по регулированию газового рынка (так называемый Мадридский форум, по месту проведения) в числе основных вопросов повестки дня обсуждалась ситуация на оптовом рынке газа Евросоюза. Сегодня для российского экспорта природного газа этот рынок является основным. Перспективы развития газового сектора ЕС в рамках форума в Мадриде в основном обсуждались в контексте презентации и дискуссии по проекту Quo Vadis [1]. Не вызывает сомнения, что означенные правила игры на рынке газа ЕС имеют важнейшее значение для оценки эффективности экспортных поставок.

Конкурс на проведение исследования Quo Vadis был объявлен Генеральным директоратом по энергетике Еврокомиссии (Directorate-General for Energy – DG Energy) в сентябре 2016 г. Победителем данного тендера стал консорциум, образованный консультантами – филиалом компании Ernst & Young в Чешской Республике и венгерским Региональным центром исследований энергетической политики (Regional Centre for Energy Policy Research – REKK), известным своим опытом моделирования газового рынка стран Центральной и Юго-Восточной Европы (ЦЮВЕ). Одним из наиболее известных проектов организации из Венгрии стало недавнее исследование с резко отрицательными результатами анализа ожидаемых последствий реализации проекта строительства газопровода «Северный поток – 2» для стран Евросоюза в целом и ЦЮВЕ в частности.

Завершить проект Quo Vadis планировалось до конца 2017 г., но представление итогового документа отложено на конец января 2018 г. «Цель исследования заключается в проведении доказательного анализа, определяющего, является ли современная система регулирования газового сектора ЕС наиболее эффективной с точки зрения максимизации всеобщего благосостояния европейцев или же необходимы ее корректировки. В случае если последнее верно, требуется предоставить рекомендации по осуществлению данных корректировок», – сообщается на сайте DG Energy [1]. Постановка задачи выглядит правильной и логичной с учетом того, что существующая система регулирования рынка газа Европейского союза сформирована на основе положений Третьего энергетического пакета (ТЭП) ЕС, принятого в 2009 г. и вступившего в силу в 2011 г., а подготовка пакета Сетевых кодексов (подзаконных актов к ТЭП) была завершена лишь в 2016 г. Развитие этой системы регулирования происходит в русле общих многолетних (более чем полувековых) интеграционных и либерализационных тенденций на экономическом пространстве, которое представляет собой единый внутренний рынок расширяющегося Евросоюза.

ОЖИДАНИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ

Фактическим началом общеевропейской интеграции стал подписанный в 1951 г. Парижский договор об образовании Европейского объединения угля и стали (ЕОУС), но ее юридическое оформление произошло в рамках подписанного в 1957 г. Римского договора об учреждении Европейского экономического сообщества, поставившего долгосрочной целью формирование единого пространства в Европе со свободой перемещения товаров, услуг, капиталов, идей, людей и т. п. – «Европа без границ» (рис. 1). Оба документа были приняты в то время, когда промышленность природного газа еще не получила своего развития в Европе, за исключением локальных очагов газодобычи в отдельных странах (Франция, Италия), а газовая отрасль развивалась преимущественно на основе использования искусственных газов – коксового, доменного, т. е. отходящих газов металлургического и иных производств.

В русле реализации объявленных целей и задач этих интеграционных документов проходило формирование единого внутреннего рынка газа ЕС. Начало широкомасштабного формирования промышленности природного газа в ЕС связано с открытием в 1959 г. месторождения Гронинген (Нидерланды) и экономической реформой в области контрактной практики и механизма ценообразования на природный газ. Эта реформаторская программа, известная как «нота де Поуса», по имени озвучившего ее министра экономики страны Яна де Поуса, была предложена в 1962 г. Правительством Нидерландов в связи с освоением этого гигантского месторождения. «Реформа де Поуса» была нацелена на максимизацию долгосрочной ресурсной ренты страны – собственника невозобновляемого энергоресурса [2]. Данная реформа не имела отношения к построению единого рынка газа ЕС. Напротив, она защищала национальные интересы государств – производителей газа, исходя из закрепленной международным правом экономико-правовой интерпретации принципа суверенитета государств на свои природные ресурсы [3]. Предложенные в реформе механизмы ценообразования и принципы формирования срочных контрактов – долгосрочные контракты Гронингенского типа – защищают суверенные интересы вышеупомянутых государств до настоящего времени.

Реформирование газового рынка ЕС на интеграционной основе началось в 1998 г., когда был принят Первый энергетический пакет ЕС для газа. Принятие Второго (2003 г.) и Третьего (2009 г.) энергопакетов продолжило этот процесс.

Определенный – в несколько десятилетий – лаг запаздывания с началом реформирования газовой отрасли на интеграционной основе объясняется причинами экономического свойства: высокой капиталоемкостью газового сектора, в первую очередь газотранспортной инфраструктуры. Такого рода капиталоемкость требовала существенно б´ольших, чем в других отраслях, затрат времени, финансовых и иных ресурсов для выхода на тот уровень насыщенности газотранспортной инфраструктурой, который обеспечивал бы возможность множественного выбора на рынке своих контрагентов как для поставщиков, так и для потребителей газа. Этот уровень развития инфраструктуры создавал бы технико-экономические предпосылки для конкуренции, которая рассматривалась архитекторами единого внутреннего рынка (в том числе рынка газа) ЕС как основная его движущая сила и характеристика.

В 2010–2016 гг. велась интенсивная подготовка подзаконных актов к ТЭП ЕС – сетевых кодексов (СК) и регламентов. Два последних СК – по формированию новых мощностей газотранспортных сетей (ГТС) и по тарифам на транспортировку – были приняты лишь в марте 2017 г. Оба документа (в большей степени первый) создавались при активном участии российской стороны. Пожалуй, это первый пример подобного сотрудничества в истории взаимоотношений России со странами Запада. Как правило, до этого, начиная со времен перестройки, многочисленные западные советники и консультанты участвовали в процессах формирования российского законодательства, особенно его финансово-экономических разделов. Здесь же наблюдалась обратная ситуация: два представителя российской стороны от Группы «Газпром» (включая автора статьи) в рамках Рабочей группы – 2 «Внутренние рынки» Консультативного совета Россия – ЕС по газу (РГ2 КСГ) были приглашены в состав рабочих групп по подготовке сетевых кодексов по формированию новых мощностей ГТС и тарифам на транспортировку в качестве так называемых Prime Movers – наиболее активных представителей участников рынка. В этом прослеживается внут-ренняя логика: поскольку Группа «Газпром» является крупнейшим грузоотправителем на рынке Евросоюза, DG Energy и Европейское объединение операторов ГТС (ENTSOG) – ведущий разработчик данного законодательства – сочли необходимым пригласить представителей российской стороны в качестве «спарринг-партнеров», чтобы иметь возможность услышать и учесть обоснованный интерес и озабоченности российской стороны в процессе подготовки нового газового законодательства ЕС, а не после его принятия, когда внести в него какие‑либо изменения и корректировки крайне затруднительно или практически невозможно.

Таким образом, к началу 2017 г. многолетняя подготовка целостной системы регулирования единого внутреннего рынка газа ЕС была наконец завершена. Вполне логичным поэтому видится желание оценить ее сбалансированность и эффективность для всех участников рынка, на что и было изначально нацелено исследование Quo Vadis [1]. Однако предварительные результаты данного проекта [4] представляются далекими от изначальных целей настолько, что заставляют задаться вопросом: останется ли Quo Vadis инструментом оценки эффективности системы газового регулирования в рамках Третьего энергопакета ЕС либо трансформируется в своего рода техническое задание для нового состава Еврокомиссии, приступающего к работе в 2019 г., по подготовке Четвертого энергопакета ЕС для газа, с антироссийским уклоном?

НОВАЯ ГЕОГРАФИЯ

Третий энергетический пакет cформировал новую архитектуру европейского внутреннего газового оптового рынка, построенную как совокупность рыночных зон (рис. 2). Эти зоны формируются по принципу сообщающихся сосудов («бассейны», связанные трубопроводами-интерконнекторами) в рамках разделенных (undundled) рынков товарного газа (commodity) и газотранспортных мощностей (capacity), а газотранспортные тарифы – на основе принципа «вход-выход» (entry-exit). Доступ к мощностям ГТС на границах зон должен предлагаться грузоотправителям в виде связанных продуктов (bundled products), т. е. пакетом «вход-выход» на каждом пункте перехода границы зоны. При этом внутри зон ответственность за транспортировку газа несет оператор ГТС. Продажа газа во всех новых контрактах должна осуществляться на виртуальных торговых площадках (хабах) в рамках каждой зоны по ценам, формируемым на этих торговых площадках на основе баланса спроса-предложения.

В рамках ТЭП совпадение каждой из зон с географическими границами отдельных стран ЕС не является обязательным. Отдельные зоны могут занимать лишь часть территории той или иной страны (как, например, это сегодня происходит во Франции или Германии) либо будут включать сразу несколько стран и/или их частей, поскольку допустим принцип слияния/объединения зон в целях их укрупнения и, следовательно, ожидаемого повышения ликвидности торговых площадок из‑за увеличения объемов торговли в рамках укрупненных рыночных зон.

ПЯТЬ СЦЕНАРИЕВ ЗАМЕЩЕНИЯ РОССИЙСКОГО ГАЗА

В ходе работы над проектом Quo Vadis консультантами был предложен ряд регуляторных мер (сценариев), нацеленных на преодоление существующих, по их мнению, узких мест в системе регулирования рынка газа ЕС и на повышение благосостояния европейцев. Пять «качественных» сценариев в итоге были приняты для дальнейшего «количественного» моделирования, восемь – отвергнуты. По субъективной оценке автора, эти пять принятых сценариев представляют в совокупности комплексную программу замещения российского трубопроводного газа в Европе сжиженным, и в первую очередь американским. В их число входят: 1) изменение существующей системы формирования тарифов на транспортировку газа внутри оптового рынка ЕС (их обнуление между рыночными зонами внутри ЕС) и, как компенсирующий результат, повышение тарифов между оптовым и розничным рынком ЕС и между оптовым рынком ЕС и внешними поставщиками газа в ЕС; 2) и 3) реальное и виртуальное расширение границ рыночных зон, что в случае виртуального расширения применительно к России означает легализацию виртуального реверса российского газа при его поставках на Украину; 4) перенос пунктов сдачи-приемки (ПСП) для импортного газа на внешнюю границу ЕС и/или стран Договора об Энергетическом сообществе (ДЭС), что в случае с поставками российского газа в ЕС означает перенос этих пунктов на границу России с Украиной; 5) строительство газотранспортной системы с береговых терминалов СПГ в Европе для поставки газа в глубь ЕС, к традиционным ПСП российского газа, что способствует его вытеснению на периферию ЕС (российско-украинскую границу).

Первые четыре сценария в своей совокупности представляют собой взаимосвязанную систему действий по вытеснению российского газа на периферию зоны применения законодательства ЕС (на российско-украинскую границу). Пятый сценарий фактически служит программой создания инфраструктуры ГТС – от приемных терминалов СПГ на европейском побережье к традиционным ПСП российского газа в глубине Европы. Здесь регазифицированный импортный СПГ не должен будет встретиться с конкуренцией со стороны российского трубопроводного газа, поскольку последний будет отсюда вытеснен на внешнюю границу зоны применения энергетического законодательства ЕС, а объемы его поставок должны быть сокращены системой искусственных мер.

Каждый из рассматриваемых модельных сценариев Quo Vadis довольно значительно изменяет по крайней мере по одному базовому элементу существующей архитектуры европейского газового рынка. Однако, рассматривая каждый сценарий по отдельности, можно не прийти к озвученному ранее в статье выводу о последствиях реализации Quo Vadis для российского газа. Но такой вывод неизбежен, по мнению автора, при их оценке в совокупности.

Стоит ли интерпретировать данный комплекс сценариев в качестве первого камня в фундамент построения (видимо, уже следующим составом Еврокомиссии) новой модели европейского рынка газа, более дискриминационной по отношению к внешним трубопроводным поставщикам? Рассмотрим возможные мотивы подобной реформации.

СЦЕНАРИЙ 1. РЕТАРИФИКАЦИЯ

Первый сценарий предлагает перераспределить тарифы на поставки газа между операторами ГТС внутри рыночных зон ЕС и внешними игроками оптового рынка ЕС. Ретарификация пройдет в формате «игры с нулевой суммой». Предлагаются обнуление тарифов «вход-выход» внутри рыночных зон ЕС и компенсация тарифного недобора операторам ГТС либо за счет повышения входного тарифа в ЕС, либо с компенсацией затрат за счет экспортеров газа в ЕС и конечных розничных потребителей внутри ЕС в пропорции 50:50.

Задачу аккумулирования и перераспределения средств в пользу операторов ГТС (для того, чтобы они не только получали прибыль, но и поддерживали европейские газопроводы в работоспособном состоянии) предполагается решить, создав специальный фонд (TCF – TSO Compensation Fund) под управлением расположенного в Любляне Европейского агентства по сотрудничеству энергорегуляторов (ACER). Данный фонд играет главную роль во всех рассматриваемых сценариях и по своему функционалу отчасти похож на советский Госплан.

СЦЕНАРИИ 2–3. УКРУПНЕНИЕ ЗОН И ВИРТУАЛЬНЫЙ РЕВЕРС

Второй из пяти сценариев Quo Vadis предлагает реальное слияние страновых рыночных зон с примерно одинаковым уровнем ликвидности в целях их укрупнения до региональных. Это даст возможность выравнивать уровни котировок торговых площадок (хабов) внутри каждой из зон, т. е. устанавливать единые котировки в рамках расширеннных (объединенных) рыночных зон. Таким образом, вслед за наблюдающейся на практике конвергенцией котировок торговых площадок с близкими уровнями ликвидности (как, например, в Северо-Западной Европе, что было убедительно показано в работах Б. Петрович из Оксфордского института энергетических исследований [5–6]) предлагается закрепить этот единый уровень и динамику котировок (цен товарного газа) для более широких территориальных образований в рамках объединенных рыночных зон. Это можно рассматривать как очередной шаг на пути построения единого внутреннего рынка газа ЕС, но сформированного не по принципу объединения разных по уровню ликвидности (конкурентности) преимущественно страновых рыночных зон (архитектура Третьего энергопакета ЕС), а как единого гомогенного рыночного пространства в рамках всего ЕС (такой вариант построения единого рынка газа ЕС был заявлен в качестве целеполагания при принятии Второго энергопакета ЕС в 2003 г., но фактически не был заявлен при принятии ТЭП ЕС в 2009 г. Более того, один из отвергнутых для количественного моделирования восьми сценариев Quo Vadis как раз представлял собой именно такой вариант моделирования единого (гомогенного) внутреннего рынка газа ЕС).

В сценарии 2 Quo Vadis предлагается сформировать четыре региональные зоны (рис. 3). Из схемы видно, что до формирования единого гомогенного рыночного пространства в рамках ЕС еще довольно далеко.

Третий сценарий Quo Vadis предлагает виртуальное слияние разнородных по уровню ликвидности рыночных зон. Такое условное объединение делает возможным применение внутри неликвидной зоны котировок с торговых площадок более ликвидной зоны. Поскольку существует допущение, что чем выше уровень лик-видности рыночной зоны (измеряемый, например, величиной показателя «черн» (churn)), тем ниже уровень ценовых котировок в этой зоне. Таким образом, этот сценарий создает правовые предпосылки для применения в рамках неликвидной рыночной зоны более низкого уровня цен, чем тот, который соответствует фактическому уровню ее конкурентности, без наращивания инвестиций в формирование дополнительных возможностей для конкурентного предложения в этой зоне и повышения тем самым уровня ее ликвидности (что требует времени и денег), но за счет «разрешенного импорта» ценовых котировок из более лик-видной рыночной зоны.

Важным условием такого «виртуального объединения» разработчики проекта считают наличие между разнородными зонами развитой инфраструктуры ГТС.

Очевидной, на взгляд автора статьи, целью или последствием третьего сценария является виртуальное присоединение Украины к региональной зоне 2, включающей Германию, страны Бенилюкса, Чехию и Словакию (рис. 3). По условиям Договора об Энергетическом сообществе Украина наряду с другими странами ДЭС должна применять на своей территории актуальное энергетическое законодательство ЕС. Поэтому страна включена в моделирование REKK (в расчеты REKK включены 35 стран, в то время как в состав ЕС входят сегодня лишь 28 государств) и, тем самым, в проект Quo Vadis.

«Виртуальное объединение» Украины с региональной зоной 2 строится на основе существующей экспортной ГТС для транзитных поставок российского газа в Германию. Третьим сценарием создаются предпосылки для применения «виртуального реверса» на всем протяжении цепочки рыночных зон «Украина – Словакия – Чехия – Германия». Это, в свою очередь, дает возможность виртуального импорта реальных ценовых котировок в рамках такой виртуально объединенной региональной зоны из стран с более ликвидными торговыми площадками на северо-западе ЕС в страны на востоке ЕС с менее ликвидными хабами. Сегодня эти восточноевропейские страны не имеют собственного ликвидного газового внутреннего рынка. Здесь отсутствуют торговые площадки с представительными рыночными, т. е. неискаженными ценовыми котировками, и цены здесь выше, чем в Северо-Западной Европе. Поэтому сценарий 3 формирует механизм для импорта более низкого уровня цен (ценовых котировок) с ликвидных торговых площадок Северо-Западной Европы в Восточную Европу, в частности на Украину.

Реализация этой задачи возможна только в случае сохранения устойчивых масштабных экспортных поставок российского газа по указанному транзитному коридору. Его стабильные потоки с Востока на Запад позволят хотя бы на концептуальном уровне применять виртуальный реверс в обратном – с Запада на Восток – направлении для импорта, в том числе и газовых цен с ликвидных торговых площадок Северо-Западной Европы. Данная схема объясняет настойчивое желание европейских органов власти и местных компаний – партнеров «Газпрома» сохранить после 2019 г. широкомасштабный транзит российского газа в ЕС через территорию Украины.

Формирование и лоббирование данной идеи началось еще до 2014 г. при высоких ценах на нефть. Тогда же, после 2009 г., на европейском рынке газа сложилось физическое и, главное, контрактное превышение предложения над спросом. Спотовые цены на северо-западноевропейских торговых площадках тогда были значительно ниже российских контрактных цен на газ, до сегодняшнего дня индексируемых преимущественно к ценам нефтепродуктов. Максимальный разрыв достигал тогда двукратного значения [7].

Именно на этом соотношении цен, на взгляд автора статьи, было основано стремление регуляторов ЕС, а также западноевропейских и украинских потребителей реализовать идею «виртуального реверса» российского по происхождению газа. По замыслу авторов идеи, такое решение создаст конкурентные преимущества для покупки Украиной «западного» газа со спотовых площадок, особенно в условиях отказа страны покупать данный энергоноситель для нужд внутреннего рынка в России. В свою очередь, предлагаемая схема повысит объемы продаж европейских трейдеров российского газа и приведет тем самым к «росту благосостояния ЕС» через увеличение налогооблагаемой базы этих компаний. Тот же факт, что для Украины российский по происхождению газ, поставляемый с Запада, оказался дороже, чем при прямых поставках с Востока, тем более после падения в 2014 г. нефтяных цен, когда спотовые и контрактные цены фактически выровнялись, остается проблемой политического выбора самой Украины.

СЦЕНАРИЙ 4. ЭКСТРАДИЦИЯ ЗА ПЕРИМЕТР

Четвертым сценарием проекта Quo Vadis ПСП импортного газа предлагается перенести из европейской «глубинки», где они располагались еще с начала 1960‑х гг. (рис. 4). Тогда, в период «холодной войны», здесь проходила политическая граница между Западной Европой и странами – членами Совета экономической взаимопомощи (СЭВ), и ПСП при поставках через «железный занавес» могли располагаться только здесь. После распада СЭВ и СССР и расширения ЕС эти старые ПСП оказались глубоко внутри ЕС [8, 9].

Новые ПСП возникнут на внешней границе ЕС, по периметру зоны применения Европейского энергетического законодательства (территория стран ЕС плюс страны ДЭС). Этот пункт практически целиком затрагивает только российские поставки, поскольку другие экспортеры газа осуществляют свои приемо-сдаточные операции на внешней границе или торговой площадке первой входной зоны.

В случае сохранения после 2019 г. транзита российского газа через Украину сценарием предусмотрены перенос ПСП на российско-украинскую границу и дальнейшее обеспечение доставки газа европейским потребителям на украинской и европейской территории западноевропейскими компаниями. Такой подход станет еще одним компонентом «повышения благосостояния ЕС» за счет расширения налогооблагаемой базы европейских компаний, осуществляющих услуги по транспортировке и перепродаже газа в зоне действия законодательства ЕС.

Рассматриваемый сценарий нарушает условия российских долгосрочных экспортных газовых контрактов (ДСЭГК). Во-первых, с переносом ПСП меняются технические возможности обеспечения данных контрактов с российской стороны. Во-вторых, в контрактную схему вовлекаются дополнительные, не учтенные изначально посредники, что уменьшает маржу российского производителя. Главное, одномоментный или даже растянутый во времени радикальный пересмотр действующих российских ДСЭГК (а на долю российских поставок приходится треть европейского газоснабжения) может привести к коллапсу поставок из‑за нарушения функционирования действующей системы их регуляторного обеспечения. Но односторонний пересмотр условий ДСЭГК не входит в зону суверенных полномочий стран ЕС и его институтов, что делает не осуществимой на практике реализацию четвертого сценария без согласования с российской стороной. И практически невероятно, что таковое будет получено.

СЦЕНАРИЙ 5. СТРОЙПЛОЩАДКА ДЛЯ СПГ

Пятый сценарий проекта Quo Vadis ориентирован на снижение уровня рыночной концентрации поставок в ЕС российского трубопроводного газа за счет увеличения потребления СПГ. Для этого предусматривается расширение трубопроводной инфраструктуры между береговыми СПГ-терминалами и ПСП в глубине ЕС, т. е. фактически ПСП для российского газа, размещенными вдоль бывшей границы «старого» ЕС со странами СЭВ (рис. 4).

Сценарий имеет явно читаемую двойную мотивировку. Во-первых, консорциум консультантов проекта Quo Vadis в июньском докладе прямо заявляет, что «только СПГ потенциально может внести вклад и оказать существенное конкурентное давление на основных трубопроводных поставщиков газа… Нынешняя ценовая политика «Газпрома» и связанная с этим стратегия залить ЕС газом по низким ценам хорошо иллюстрирует конкурентную угрозу, возникающую в условиях грядущего избытка предложения СПГ. Такая ценовая политика преследует цель отсечь СПГ от ЕС там, где и до тех пор, пока он будет реально угрожать рыночной позиции «Газпрома» [4].

Во-вторых, согласно расчетам REKK, возможности физической доставки регазифицированного СПГ вглубь ЕС сегодня существенно ограничены. Только 22  % береговых приемных терминалов СПГ оснащены системами распределения газа в глубь континента, инфраструктура остальных 78 % позволяет обслуживать газом лишь прилегающие территории [4]. Сегодня СПГ в центральную часть Европы могут физически поставлять лишь терминалы Нидерландов, Бельгии, Италии и частично Франции.

Для финансирования строительства новой газотранспортной системы проект Quo Vadis предусматривает, по‑видимому, использование фонда TCF из первого сценария – иные механизмы финансирования такой капиталоемкой трубопроводной инфраструктуры в сценариях проекта не просматриваются. Но эти затраты частично лягут на плечи внешних поставщиков газа, которые будут в итоге вынуждены финансировать конкурентов. Возможно, будут также задействованы механизмы PCI (проекты общего интереса) и TYNDP (десятилетние планы развития инфраструктуры). Но в обоих случаях это вовлекает в процесс финансирования деньги европейских налогоплательщиков, что, по‑видимому, замедлит «рост их благосостояния». Поэтому, скорее всего, именно фонд TCF окажется источником финансирования, а это значит, что трубопроводная инфраструктура для конкурента российского сетевого газа (импортного СПГ в ЕС) должна быть профинансирована за счет повышенных входных тарифов на транспортировку в ЕС российского газа, которому при этом четырьмя предыдущими модельными сценариями создаются административные и экономические препятствия на пути в ЕС.

Даже при условии создания европейской инфраструктуры «приемные терминалы СПГ – ПСП внутри ЕС» она не сможет гарантировать стабильность поставок СПГ. Для этого европейский рынок должен стать более привлекательным для мировых экспортеров СПГ (сегодня приемные терминалы СПГ в ЕС загружены примерно на четверть), а значит, на нем должны вырасти оптовые цены. Перечисленные причины и факты входят в конфликт с основной задачей Quo Vadis: представить предложения, ведущие к «повышению благосостояния ЕС», что предполагает не повышение цен, а наоборот, их снижение.

ПРЕДВАРИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА ПОСЛЕДСТВИЙ

Последствия применения пяти рассматриваемых сценариев для экспорта российского газа представляются очевидными и в своей совокупности нацеленными на достижение двух целей.

Первая – вытеснение поставок российского газа вначале на внешнюю границу ЕС, а затем на российско-украинскую границу с уплатой повышенного входного тарифа на транспортировку российской стороной. Рост тарифов на транзит газа через Украину по действующим трубопроводным маршрутам объясняется, во‑первых, тем, что тарифы «вход-выход» после 2019 г. становятся выше по сравнению с ныне действующими дистанционными тарифами, что уже было объявлено и «обосновано» украинской стороной как результат ее перехода в рамках членства в ДЭС на энергетическое законодательство Евросоюза (правда, внутренняя структура тарифного повышения так и не была раскрыта, в частности, остается неясным, включена или нет в будущие тарифы, например, накопленная задолженность НАК «Нафтогаз Украины»). Во-вторых, согласно первому сценарию происходит ретарификация, и Россия как внешний поставщик платит больше, компенсируя этим снижение внутренних тарифов в ЕС. В итоге снижается маржа российского поставщика, делая его бизнес по экспорту газа в ЕС менее конкурентоспособным. Тем самым расчищается площадка для альтернативных поставщиков, в первую очередь для СПГ из США (рис. 4).

Намерения по вытеснению российских поставок на восточную границу Европейского союза и Украины дополняет проект строительства газотранспортного коридора «Север – Юг», связывающего новые приемные терминалы СПГ (стационарные и плавучие, построенные, строящиеся и запланированные) на севере, в новых странах – членах ЕС (Польша, Литва), и на юге, в Хорватии, Греции, Турции. По этому трубопроводному, с реверсными мощностями, коридору «Север – Юг» может быть пущен, судя по намерениям и высказываниям архитекторов проекта, регазифицированный американский (и/или иной) СПГ, а также трубопроводный газ нероссийского происхождения. Таким образом, в географической зоне бывших стран СЭВ, которая является ареалом исторического доминирования российского газа, российский трубопроводный газ окажется менее конкурентоспособным, в первую очередь по сравнению с американским СПГ.

Вторая цель внедрения сценариев Quo Vadis – передача функций транзита российского газа на освободившихся после переноса ПСП на внешнюю границу зоны применения законодательства ЕС участках европейским компаниям среднего звена газовой цепочки (midstream companies) – посредникам между внешним производителем-экспортером и конечным потребителем. Сюда же входит расширение объема перепродаж (непрямых поставок) российского газа на Украину европейскими компаниями за счет механизмов «виртуального реверса».

Субъективная предварительная оценка последствий внедрения предлагаемых сценариев проекта Quo Vadis показывает, что «повышения благосостояния ЕС» предполагается достигать за счет внешних поставщиков (России, в первую очередь), перекладывая на них возникающие дополнительные риски и затраты. При этом не совсем логично выглядит конечная цель реализации данных мер: вытеснение таких поставщиков-«доноров» на периферию зоны применения законодательства ЕС и расчистка зоны конкурентоспособности для американского СПГ в Европе. Инструментами этой расчистки служат искусственно создаваемые барьеры, такие как тарифные и нетарифные ограничения для более дешевых, в сравнении с американским СПГ, поставок сетевого природного газа. Эти ограничения в основном ориентированы на поставки российского трубопроводного газа, который, по оценкам отечественных и иностранных экспертов, включая американских должностных лиц, сегодня выигрывает в Европе конкурентную борьбу с американским СПГ [10, 11].

Сегодня проект Quo Vadis фактически нацелен на обоснование и создание предпосылок для замены в Евросоюзе дешевого российского трубопроводного газа более дорогим СПГ из США. Сценарии проекта хорошо коррелируют с содержанием расширенных антироссийских санкций США, препятствующих строительству экспортных газопроводов в обход Украины. Подобные сценарии ведут не к запланированному «повышению уровня благосостояния ЕС», а наоборот, к снижению этого уровня, на чем строится предположение о действии авторов сценариев в интересах США, а не Европы.

РАЗЛИЧИЯ В НАЦИОНАЛЬНЫХ ИНТЕРЕСАХ

Построение системы корректировок газового законодательства ЕС, нацеленных на вытеснение конкурентоспособных российских поставок на периферию расширенного ЕС для замещения их более дорогим американским СПГ в высвобождающемся рыночном пространстве, полностью соответствует настроениям широкомасштабной антироссийской кампании, развернутой в настоящее время мировыми СМИ и, возможно, является одним из ее ожидаемых результатов.

Однако изначальная причина кроется в другом: за всем этим стоит прагматизм каждой из американских администраций, претворяющих в жизнь политику защиты интересов национального бизнеса. При этом автор статьи отмечает, что не является секретом – и с гордостью признается самим американским руководством – сама возможность и способность американских СМИ формировать мировое общественное мнение, защищая и продвигая эти интересы, т. е. то, что бывший Президент США Барак Обама охарактеризовал как «наша (США. – Прим. автора статьи) способность формировать мировое общественное мнение… и мобилизовать мировое общественное мнение и международные институты…» [12].

Настоящим исследованием автор пытается привлечь внимание к истинной подоплеке борьбы Евросоюза, США и Украины, во‑первых, за сохранение старых транзитных маршрутов поставок российского газа через Украину в ЕС в качестве основных транспортных артерий и после 2019 г., когда завершится действие настоящего транзитного контракта с Украиной, несмотря на перемещение основной добывающей ресурсной базы для российского экспорта газа из Надым-Пур-Тазовского региона на Ямал. Во-вторых, против строительства новых, обходящих Украину с севера и юга газотранспортных магистралей, исключающих украинский транзит (оба «Северных потока», ранее «Южный», а ныне «Турецкий поток»). Все это звенья одной цепи, за всеми этими инициативами стоит стремление США расчистить площадку для сбыта своего СПГ в Европе.

Понимание такого рода мотивов постепенно становится общим, особенно после вступления в силу 2 августа 2017 г. закона S.722 о новых антироссийских санкциях Конгресса США 115‑го созыва [13]. Так, Председатель Правительства Российской Федерации Д. А. Медведев на встрече с Президентом Финляндии Саули Нийнистё в сентябре 2017 г. заявил, что «самой прагматичной является позиция Соединенных Штатов Америки, которые хотят похоронить этот проект [«Северный поток – 2»] при помощи всякого рода юридических решений, инструментов, санкций, оказывая недвусмысленное воздействие на Европейский союз… Просто американская администрация, тем более Конгресс, который такие решения принимает, пытается продвинуть своих поставщиков и заместить Российскую Федерацию на этом рынке» [14]. Чуть позже, в октябре 2017 г. Президент России В. В. Путин, выступая в рамках заседания Валдайского клуба, отметил, что «…недавний санкционный пакет, принятый американским Конгрессом, откровенно нацелен на то, чтобы вытеснить Россию с европейских рынков энергоносителей, заставить Европу перейти на более дорогой сжиженный газ из США…» [15].

Несмотря на аргументированность дипломатической и политической риторики США, за санкционными мерами компетентный наблюдатель увидит далеко не трансатлантическую солидарность с Европейским союзом и тем более с Украиной, а всего лишь попытку прагматического решения внутренних американских экономических проблем. Сюда входят устранение препятствий для внешнеэкономической экспансии американского СПГ (не всегда методами честной конкуренции), а также расширение бизнеса и создание новых рабочих мест внутри США. Об этом прямо сообщается в п. 10 ст. 257 «Энергетическая безопасность Украины» упомянутого закона S.722: «Правительство США должно уделять первостепенное внимание экспорту американских энергоресурсов с целью создания новых рабочих мест в США (выделено автором статьи), помощи союзникам и партнерам США и укрепления внешней политики США» [13].

Девятый пункт этой же статьи посвящен газопроводу «Северный поток – 2», точнее, противодействию его строительству, «…принимая во внимание его пагубное влияние на энергобезопасность ЕС, развитие рынка в Центральной и Восточной Европе и энергетические реформы на Украине». Что же касается раздела 232 закона S.722, то он целиком посвящен противодействию развитию российских экспортно-ориентированных трубопроводов [13].

Июльский визит в Польшу Президента США Дональда Трампа внес некоторую ясность в понимание того, как изменится «благосостояние европейцев» после прихода сюда американского СПГ. Выступая на саммите «Инициатива трех морей», американский президент назвал поставки сжиженного газа частью своей новой политики энергетического доминирования. Трамп также поздравил страны – участницы «Инициативы» со стартом ключевых проектов, к которым отнес все объекты вышеупомянутого коридора «Север – Юг».

Согласно заявлению Трампа «…США никогда не будут использовать энергию для оказания давления на ваши страны, и мы не позволим это делать другим. США твердо привержены открытым, справедливым и конкурентным рынкам для глобальной энергетической торговли. Америка будет верным и заслуживающим доверия партнером в экспорте наших высококачественных и недорогих (выделено автором статьи) энергоресурсов… И я надеюсь, что вы используете это в своих интересах, приобретая эти энергоресурсы» [16].

В тот же день на пресс-конференции с Президентом Польши Анджеем Дудой Дональд Трамп поздравил граждан страны с приходом первого танкера с американским СПГ и сказал, что «таких кораблей будет еще много». При этом американский президент как бы мимоходом обронил: «Возможно, цены немного подрастут, но это ничего» [17].

Послание американского президента европейцам, вероятно, стоило бы понимать следующим образом: за удовольствие диверсификации поставок газа, за освобождение от «российской зависимости» надо заплатить некоей «страховой премией». Правда, Трамп не упомянул, насколько данная «страховая премия» необходима самим США, чтобы их сжиженный газ мог быть конкурентоспособным на европейском рынке. Как известно, сегодня поставки американского СПГ в Европу убыточны, трейдеры не зарабатывают, а только теряют на этом деньги [10, 11, 18].

ПРОЕКТ «МЕЖДУМОРЬЕ» И АМЕРИКАНСКИЙ СПГ

Выступая в феврале 2015 г. в Чикаго на заседании Совета по международным отношениям, основатель и директор частной разведывательно-аналитической компании Strategic Forecasting Inc. (Stratfor) Джордж Фридман разъяснил суть разработанной в США концепции Междуморья, авторство которой приписывают Юзефу Пилсудскому. Так, по словам главы Stratfor (в Америке эта компания неофициально считается «теневым ЦРУ в области геополитики»), на территории между Балтийским и Черным морями необходимо воздвигнуть барьер, препятствующий «объединению немецкого капитала и технологий с русскими природными ресурсами и рабочей силой в одну непобедимую комбинацию» [19]. Строительство такого «вала» (рис. 4) Фридман назвал более важной задачей, чем борьба с исламским радикализмом, которая является «проблемой, но не существенной угрозой для США». Единственной силой, представляющей существенную угрозу для Америки, основатель и директор Stratfor счел объединение экономических интересов России и Германии [19].

Под «валом», который разделил бы главных действующих лиц «американской угрозы», концепция Междуморья понимает своего рода «санитарный кордон» для России, при помощи которого в дальнейшем можно будет держать на «коротком поводке» Германию и весь Евросоюз. Как известно, первым таким «санитарным кордоном» Советская Россия была отделена от тогдашней Европы в начале 1920‑х гг. по «линии Керзона».

Похоже, что концепция Междуморья удачно вписывается в такое «интеллектуальное упражнение», как разработанный по техзаданию DG Energy проект Quo Vadis. Сейчас проект существует в виде предварительного набора модельных сценариев, который, скорее всего, останется неизменным и в окончательном варианте.

Де-факто проект Quo Vadis предусматривает заполнение зоны Междуморья поставками американского СПГ, вытесняющими российский газ за счет изменения системы регулирования и создания административно-экономических препон для последнего. «Возможно, цены немного подрастут», – обещает Дональд Трамп, однако «рост благосостояния ЕС», вероятно, будет рассчитываться без учета этого фактора. Тем не менее сегодня в развитии сценариев Quo Vadis некоторые европейские страны видят свой определенный экономический интерес. Так, в Польше часть политиков, преимущественно антироссийского толка, надеются в скором будущем превратить страну из импортера российского газа и его транзитера в Германию и другие страны ЕС в реэкспортера американского СПГ на Украину и в другие страны ЦЮВЕ. Видимо, на этом ожидании построены высказывания ряда польских политиков о необходимости отказа от продления контрактных поставок российского газа после завершения срока действующих контрактов на его поставку в Польшу.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Концентрируя внимание на негативном влиянии возможных последствий применения проекта Quo Vadis на Россию как страну – собственника энергоресурсов, имеющую суверенное право получать максимальную монетизируемую ресурсную ренту от их экспорта, и «Газпром» как компанию, являющуюся экономическим агентом суверена, законодательно наделенную монопольными правами на экспорт трубопроводного газа в целях реализации данного права своего суверена, автор статьи не ставил задачи проводить тем самым свое исследование с позиций «теории заговора». Целью автора было подчеркнуть важность оценки тех или иных перспективных стратегических решений, начиная с наихудших, исходя из последствий реализации сценариев. Такого рода последствия могут оказаться неприемлемыми для той или иной стороны, поскольку нарушат принцип сбалансированности совместно принимаемых решений. Важность такого критерия оценки в аспекте долгосрочной технологической и экономической взаимозависимости Европейского союза и России в газовой сфере не вызывает сомнений.

В поиске ответа на вопрос, кому выгоден проект Quo Vadis, автор статьи хотел бы надеяться, что риски по реализации проекта окажутся для России меньше прогнозируемых. Но уже сейчас несбалансированность Quo Vadis выглядит очевидной настолько, что представленный анализ вполне может рассматриваться в качестве системы раннего оповещения. Поэтому нашей стране необходимо принимать заблаговременные меры для минимизации возможных негативных последствий дальнейшего развития событий в направлении, моделируемом в рамках сценарных разработок проекта Еврокомиссии Quo Vadis. Ведь Европа была, есть и останется основным экспортным рынком для России. 

ГЕОГРАФИЯ И ОБЪЕМЫ ПОСТАВОК АМЕРИКАНСКОГО СПГ

Согласно отчетности Министерства энергетики США c момента запуска первого завода по производству сжиженного природного газа (СПГ) Sabine Pass в Мексиканском заливе (24 февраля 2016 г.) по сентябрь 2017 г. включительно было отправлено 13 млн т СПГ – менее 5  % мировой торговли СПГ (рис. 1) [1–3].

Лидерами по закупкам американского СПГ в рассматриваемом периоде стали страны Латинской Америки, выбравшие 40  % экспорта. По результатам 2016 г. на этот регион приходилась половина отправленных из США объемов СПГ. Первый покинувший Мексиканский залив газовоз был разгружен в Бразилии. В настоящее время у латиноамериканских компаний есть только один долгосрочный контракт на поставку американского «голубого топлива»: в 2015 г. чилийская Central El Campesino заключила соглашение на закупку 0,6 млн т СПГ сроком на 20 лет. Поставки по нему должны начаться только в 2020 г., поэтому весь пришедший в регион СПГ – это газ «портфельных» покупателей, искавших премиальные рынки сбыта. Помимо уже упомянутой Бразилии ими оказались Мексика, Чили, Аргентина и Доминиканская Республика.

Следующим по объемам закупок американского СПГ является Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР): 32  % экспорта СПГ из США были направлены в Японию, Южную Корею, Китай и Индию. Доля АТР в общих поставках СПГ из США по мере роста цен на газ в регионе последовательно увеличивается: так, в первом полугодии 2016 г. она составляла 14  %, во втором  достигла 36  %.

Американский СПГ попадает в такие страны Ближнего Востока, как Кувейт, ОАЭ и Иордания (14  % экспорта США в рассматриваемый период), не имеющие долгосрочных контрактов на его покупку.

На Европу, как и на страны Ближнего Востока, приходится всего 14  % отгрузок СПГ из США (1,9 млн т). По состоянию на конец III квартала 2017 г. американский СПГ импортируют девять европейских стран (Италия, Литва, Мальта, Нидерланды, Польша, Португалия, Испания, Турция и Великобритания). Лидерами по объемам закупок являются Турция (0,5 млн т), Испания (0,5 млн т) и Португалия (0,4 млн т). Испания и Португалия – страны, у которых нет долгосрочных контрактов на поставку трубопроводного газа из России.

Причина столь низких европейских показателей при абсолютной политической поддержке увеличения присутствия американского СПГ в Старом Свете кроется в сравнительной экономической непривлекательности таких поставок, с одной стороны, и высокой конкуренции на газовом рынке ЕС – с другой.

ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ АМЕРИКАНСКОЙ МОДЕЛИ СПГ-БИЗНЕСА

На конец 2016 г. шестью строящимися заводами был подписан 41 контракт на продажу американского СПГ общим объемом 47,8 млн т/год, из них 28 долгосрочных (15–20 лет), 2 краткосрочных (до 5 лет) и 11 предварительных (heads of agreement) соглашений на 7,7 млн т (рис. 2) [4–6].

Американская модель СПГ-бизнеса имеет ряд характерных черт, отличающих ее от традиционной практики производителей сжиженного газа. Обычно производитель газа является собственником завода СПГ, реализуя газ по долгосрочным контрактам с условием «поставка с судна» (DES), неся затраты и риски до порта прибытия (рис. 3). По этой причине производство и поставки СПГ не останавливаются, даже когда цены на внешних рынках не позволяют производителю и продавцу газа в одном лице возместить собственные капитальные затраты [2].

В США завод СПГ приобретает газ у производителя (независимой компании) по спотовой цене с транспортной надбавкой, а долгосрочные контракты опираются на базис поставки «бесплатно на борт судна» (FOB) и отличаются высокой гибкостью (рис. 2). Текущий портфель контрактов заводов СПГ в США включает 60  % покупателей, поставки которым не имеют определенного назначения. Поэтому покупатели вправе направлять танкеры с СПГ из США в любой регион. Так, в 2016 г. купленный в Луизиане газ компания направляла на покрытие своих долгосрочных обязательств в Латинской Америке, Индии и Кувейте [2].

Cheniere Energy, запустившая СПГ-завод Sabine Pass, преимущественно будет продавать сжиженный газ таким портфельным покупателям, как Shell, Natural Gas Fenosa и пр. Гарантию окупаемости компания получает за счет наличия в контрактах обязательства «сжижай или плати».

Экспортеры СПГ, производимого на Sabine Pass, в своих контрактах имеют условие «сжижай или плати», согласно которому покупатель вносит плату за сжижение независимо от того, будет он использовать мощности или нет. Другими словами, импортер обязуется оплачивать фиксированную в договоре стоимость сжижения газа даже в случае отсутствия физической поставки. Данная схема нивелирует риски недостаточного покрытия мощностей завода, а экономическая целесообразность организации экспорта СПГ из США перекладывается на потребителя.

Еще одной отличительной чертой американских СПГ-контрактов является то, что механизм ценообразования в них предусматривает не традиционную для СПГ нефтяную привязку, а конкуренцию «газ-газ» на рынке США, а именно определяемую спросом и предложением цену газа на Henry Hub (рис. 4) [7].

Как раз такое контрактное нововведение и наличие существенного ценового дифференциала между рынками США, Европы и Азии привлекали покупателей американского СПГ. Наибольший объем газа – половина всего проданного на сегодня – был законтрактован в 2011–2012 гг. при имеющемся тогда среднем ценовом дифференциале 8 долл. США за миллион британских термических единиц (МБТЕ) между США и Европой и 12 долл. США за МБТЕ между США и Японией (рис. 5) [7, 8]. Первый танкер вышел из Мексиканского залива в конце февраля 2016 г., когда разница в ценах на газ между США и Европой упала до 2 долл. США за МБТЕ, а между США и Японией – до 4 долл. США за МБТЕ, т. е. реализовывать контрактные договоренности экспортеры американского СПГ должны были уже в менее привлекательных рыночных условиях.

ЭКОНОМИКА ПОСТАВОК АМЕРИКАНСКОГО СПГ

Размер прибыли или убытка экспортера зависит от того, будет ли его чистый доход от реализации газа с законтрактованных мощностей по сжижению на конечном рынке выше или ниже расходов на покупку газа на внутреннем рынке США и сжижение, а также транспортных расходов. Стоимость приобретения рассчитывается как сумма цены Henry Hub и условных затрат на транспортировку газа от базисного пункта (хаба) до СПГ-завода – в действующих контрактах принимается на уровне 15  % от цены Henry Hub.

Доходность экспортера в основных регионах оценивается на примере трех стран: Бельгии, Китая и Бразилии. Выбор Бельгии обусловлен тем, что эта страна импортирует газ как по трубопроводной системе, так и в виде СПГ. Кроме того, она имеет свой ликвидный газовый хаб, цены которого взаимосвязаны с индексами европейской системы торговых площадок и могут служить индикатором для западной части Континентальной Европы, которая входит в зону интересов ПАО «Газпром». Китай, являющийся перспективным рынком сбыта для российского газа, по итогам 2016 г. стал крупнейшим в АТР государством, импортирующим СПГ из США. Бразилия, в свою очередь, стала первой страной, куда были осуществлены поставки американского газа. Расчет производился исходя из усредненных фактических показателей за 2016 г. (рис. 6).

В 2016 г. внутренняя цена на газ Henry Hub находилась на самом низком уровне с начала 1990‑х гг. – 2,5 долл. США за МБТЕ.

Транспортные издержки в 2016 г. составляли ничтожную долю в импортной цене СПГ, при этом дифференциал транспортного плеча между Европой и Азией минимален (0,4 долл. США за МБТЕ), несмотря на то что расстояние до Китая превышает дистанцию до европейских стран примерно вдвое, а в азиатском направлении также уплачивается тариф за провоз груза через Панамский канал. Это свидетельствует о значительной гибкости американского СПГ, по итогам 2016 г. способного при сопоставимых расходах доплыть в любую точку мира.

Резкое удешевление транспортных затрат происходило на фоне нескольких факторов. Во-первых, суточные спотовые ставки за фрахт газовоза начиная с 2012 г. непрерывно снижались. Это произошло вследствие переинвестирования в развитие танкерного флота. Падение цен на нефть оказалось неожиданностью для заказчиков судов, которые ранее ориентировались на заявленные сроки проектов СПГ-заводов и приемных терминалов, многие из которых впоследствии были перенесены. Избыток предложения на рынке судов СПГ до сих пор оказывает существенное давление на фрахтовые ставки, которые упали с рекордных значений в 160 тыс. долл. США за сутки в первой половине 2012 г. примерно до 30 тыс. долл. США за сутки в 2016 г. Таким образом, если еще в начале 2013 г. доля фрахта составляла около 50  % всех транспортных затрат, то сегодня это всего 20  %, или 0,1–0,2 долл. США за МБТЕ.

Во-вторых, падение цен на нефть также оказало непосредственное влияние на стоимость топлива для бункеровки танкера, которая сократилась более чем вдвое. По сути, практически неизменной осталась только часть топливных затрат, связанная с использованием двигателем паров газа, получаемых в результате выкипания СПГ (обычно доля испарения в кипящем слое в сутки составляет примерно 0,15  % от объема груза), дополняющих мазут в качестве топлива.

Расходы на сжижение составляют львиную долю всех затрат, которые несет экспортер, – около 80  %. Их размер индивидуален для каждой компании и прописывается заранее в долгосрочном контракте. Получается, что потенциальный эффект масштаба, который может проявиться в течение следующих 20 лет (срок действия контракта) и снизить удельные капитальные затраты, не учитывается сторонами соглашения, что впоследствии оборачивается риском для покупателя/арендатора мощности.

Несмотря на ряд благоприятных условий со стороны танкерных перевозок и исторически низкий уровень цен Henry Hub, поставки американского СПГ в Европу в среднем по 2016 г. были убыточными (рис. 6) [5, 9, 10]. Бразилия и Китай, находящиеся практически на равной удаленности от Мексиканского залива, принесли экспортеру прибыль в размере 2 долл. США/МБТЕ за счет более высокого уровня цен на рынке сбыта.

Значительное снижение средних импортных цен на газ в Европе привело к тому, что американский СПГ оказался неконкурентоспособен по сравнению с трубопроводным газом, а объемы его поставок на этот рынок – минимальны. И это несмотря на то, что начало поставок американского газа сопровождалось массовой рекламной кампанией, в рамках которой первые лица США заявляли, что теперь каждая европейская страна может купить американский газ. Примечательно, что единственной стороной, несущей убытки, оказываются европейские компании, которые вынуждены решать логистическую задачу по размещению законтрактованных объемов.

Альтернативным вариантом для них являются перепродажи объемов на спотовом рынке или переуступка части контрактов на мощности. В 2014 г. так поступила корейская компания KOGAS, перепродавшая французской Total 0,7 млн т мощностей завода Sabine Pass, поскольку ей не нужны были эти объемы для собственных нужд в Южной Корее. В любом случае, отсутствие в контракте положения о месте назначения (destination clause), означающего запрет на реэкспорт, может способствовать оптимизации затрат европейских компаний за счет организации поставок в другие страны. Не использовать купленные мощности в США, компенсируя при этом затраты по сжижению, было бы возможно только при уровне средних цен импорта СПГ в 3,4 долл. США за МТБЕ в Европе и 3,8 долл. США за МТБЕ в АТР. Но снижение стоимости газа на данных рынках до такого уровня маловероятно [7].

КОНКУРЕНЦИЯ АМЕРИКАНСКОГО СПГ С РОССИЙСКИМ ГАЗОМ НА ЕВРОПЕЙСКОМ РЫНКЕ

Около половины поставляемого в Европу СПГ из США покупается странами, у которых нет контрактов на покупку российского газа (прежде всего Испанией и Португалией). Для большинства европейских стран американский газ не является реальной альтернативой трубопроводным поставкам ПАО «Газпром», которые второй год подряд обновляют свои исторические максимумы экспорта в западном направлении. В 2016 г. цена реализации газа ПАО «Газпром» в дальнем зарубежье была на 36  % ниже указанной расчетной цены американского СПГ в Европе. Поэтому при текущих ценах на нефть российский газ, продаваемый в основном по цене нефтяной привязки, выигрывает в конкурентной борьбе с американским СПГ.

В 2016 г. ПАО «Газпром» экспортировало в Европу 179,3 млрд м³ газа. По итогам 2017 г. ожидается установление нового абсолютного рекорда поставок – около 190 млрд м³. Тому есть несколько объективных экономических причин.

Начиная с конца 2015 г. газ улучшал свои конкурентные позиции относительно угля в электрогенерации, и, наконец, с мая 2017 г. он стал выигрывать межтопливную конкуренцию.

По мере того как в Европе на фоне аномальной погоды росли объемы выработки электроэнергии и газовой генерации, увеличивалось и потребление природного газа. При этом за первую половину 2017 г. (относительно того же периода 2016 г.), по данным МЭА [2], при общем росте объемов импорта на 19,9 млрд м³ закупки газа из России возросли на 11 млрд м³, импорт СПГ увеличился на 4,2 млрд м³, трубопроводные поставки из Норвегии – на 3,2 млрд м³ и из Алжира – на 1,5 млрд м³. Российский газ смог обеспечить 55  % прироста общего объема импорта в Европе за счет того, что средняя за первое полугодие 2017 г. цена газа ПАО «Газпром» на границе Германии находилась на уровне среднеевропейской цены (средневзвешенная цена долгосрочных контрактов и спотовых площадок) в 196 долл. США за 1 тыс. м³.

Другими словами, европейские потребители «голубого топлива» в отличие от политиков выбирают российский газ. На протяжении нескольких лет авторы видят усиливающийся тренд на сдерживание доли России в газовом секторе ЕС, в том числе за счет поддержки расширения присутствия американского СПГ. 

Заявив о крутом развороте в энергетической политике (известном под немецким термином Energiewende, или «Энергивенде»), европейские элиты взяли курс на отказ от использования ископаемых видов топлива, на которые они возложили ответственность за возникновение проблем с изменением климата на планете. В Европе сегодня принято сравнивать бурное развитие возобновляемой энергетики – альтернативы ископаемым видов топлива – с началом четвертой промышленной революции. Но такое сравнение не вполне корректно. Три предыдущие революции развивались на собственной основе и, скорее, нуждались в выравнивании условий для конкуренции, чем в создании особых привилегированных условий для новых технологий. Возобновляемая энергетика – продукт искусственной стимуляции, результат предоставления инвесторам в возобновляемые источники энергии (ВИЭ) беспрецедентных гарантий и преференций. Первым побочным и явно нежелательным следствием такой энергетической политики стали нарушения в работе механизмов межтопливной конкуренции.

Ценовые сигналы, которые оказались искажены субсидиями, специальными тарифами и преференциальным диспетчированием для ВИЭ, не только привели к неоптимальному распределению ресурсов, заставив европейцев отдавать предпочтение более дорогим энергоносителям, но и стали угрожать ВИЭ исчезновением гарантированного бэкапа. Этим вторым нежелательным, и в значительной степени проистекающим из первого, последствием энергетического поворота стало исчезновение экономических стимулов для сохранения в энергобалансе стран ЕС угольной и, что особенно усугубило ситуацию, газовой генерации. При отсутствии в настоящий момент эффективных технологий хранения электроэнергии это породило проблему дестабилизации энергетических систем.

Известно, что при слабом, равно как и при слишком сильном, ветре, в ночные часы и при облачной погоде производительность ВИЭ резко падает. Недопоставки в энергосистему должны быть компенсированы из надежных источников, которыми в настоящее время могут быть только традиционные виды энергии.

Статья анализирует последствия развития ВИЭ с точки зрения надежности энергетических поставок в Европу. Беспристрастный анализ угроз европейской энергобезопасности, исходящих от возобновляемой энергетики, тем более необходим, поскольку сторонники «Энергивенде» [1] пытаются обойти вниманием само существование подобных угроз либо системно приуменьшить их значение.

ТЕОРИЯ ЭКСТЕРНАЛИЙ КАК ОБОСНОВАНИЕ ДЛЯ ВМЕШАТЕЛЬСТВА В РАБОТУ РЫНОЧНЫХ МЕХАНИЗМОВ В ЕВРОПЕЙСКОЙ ЭНЕРГЕТИКЕ

При текущем уровне развития технологий выработка электроэнергии на основе ВИЭ существенно дороже, чем из ископаемых видов топлива. Поэтому без государственной поддержки в виде субсидий и преференций возобновляемая генерация нерентабельна. Для прямого вмешательства в работу рыночных механизмов потребовались веские основания, которыми послужила теория экстерналий.

Экстерналии – это внешние эффекты рыночных сделок, которые не получают отражения в ценах. Согласно адептам «Энергивенде» ископаемые виды топлива несут с собой ряд отрицательных внешних эффектов, главными из которых являются климатические изменения. При этом их рыночные цены не отражают возможные потери, которые человечество может понести в результате вызванного ими глобального потепления.

Доказательства неизбежности катастрофических климатических изменений, вызванных сжиганием ископаемых видов топлива, основаны исключительно на климатических моделях, которые экстраполируют на будущий период изменения температурных режимов прошлых периодов с введением в модели экстраполирующих изменения предположений. Вероятность подобного сценария развития событий велика, его нельзя отрицать. Но развитие климатических процессов может происходить и по другим альтернативным сценариям, включая малый ледниковый период, который может начаться уже в течение ближайшего десятилетия.

В теории экстерналий известны два дополняющих друг друга подхода к проблеме регулирования внешних эффектов: корректирующие налоги и субсидии. Корректирующий налог – это налог на производство экономических благ с отрицательными внешними эффектами, повышающий предельные частные издержки до уровня предельных общественных. Типичным примером такого налога применительно к ископаемым видам топлива является налог на выбросы парниковых газов, который был введен в Великобритании в 2013 г. [2].

Корректирующая субсидия – это субсидия производителям с положительными внешними эффектами, позволяющими приблизить предельные частные выгоды к предельным общественным. Такие субсидии получают современные ВИЭ.

Было бы неверно утверждать, что вмешательство в работу рыночных механизмов не вызывает справедливого беспокойства у европейских регуляторов. С одной стороны, они проявляют осторожность с введением высоких налогов на выбросы парниковых газов при сжигании ископаемых видов топлива, предпочитая делать ставку на искусственно созданный рынок квот на выбросы СО2, который, по их мнению, имитирует работу рыночных механизмов. Они также подчеркивают временный характер субсидий и преференций, предоставляемых ВИЭ. Заявляется об отказе от субсидий и преференций, как только стоимость производства электроэнергии из возобновляемых источников сравняется со стоимостью ее получения из ископаемых видов топлива, или даже окажется ниже.

С другой стороны, адепты «Энергивенде» с трудом признают тот факт, что дестабилизация энергетических систем и связанные с этим проблемы энергетической безопасности – это еще одна экстерналия, которая требует вмешательства со стороны государства, чтобы скорректировать вызываемые ею негативные побочные эффекты.

К этой экстерналии следует добавить и еще одну: зарождающуюся в сравнительно зажиточной Европе энергетическую бедность. Растущее бремя субсидирования ВИЭ в конечном счете ложится на население, поэтому европейцы с низкими доходами оказываются не в состоянии оплачивать свои даже минимальные потребности в энергоресурсах и обращаются к правительству с просьбой предоставления им социальной помощи от государства. Ситуацию с субсидиями в перспективе усугубляет снижение налоговых поступлений бюджетов от продажи ископаемых видов топлива.

В итоге, с одной стороны, очевидно стремление к декарбонизации, обусловленной предполагаемым действием антропогенного фактора, а с другой – ряд не менее важных, но при этом игнорируемых рисков, связанных с энергетической безопасностью и экономической целесообразностью.

КАКОВЫ РАЗМЕРЫ «КОРРЕКТИРУЮЩИХ» СУБСИДИЙ ВИЭ?

ООО «Газпром экспорт» в 2012 г. инициировало исследование, целью которого была оценка объема субсидий, направленных на поддержку электрогенерации из возобновляемых источников в ЕС, для чего обратилось к международной консалтинговой компании Pace Global. Выполненная консультантом работа дала подробное описание различным механизмам («зеленые» тарифы – feed-in tariffs, «зеленые» сертификаты – green certificates, зеленые торговые наценки – green markups), участвующим в государственной поддержке ВИЭ в ЕС, а также оценку вклада каждого из них в итоговый результат. Агрегированная сумма выплат, направленных на поддержку возобновляемой электрогенерации в Европе, по расчетам Pace Global, составила 29 млрд евро в 2010 г. и 38 млрд евро в 2011 г. Из этой суммы более половины субсидий приходилось на долю Германии –  24 млрд евро в 2011 г. [3].

Так, по данным Совета европейских регуляторов энергетики, объем субсидий в 2014 г. по всем ВИЭ достиг 54 млрд евро, в 2015 г., по нашим оценкам, объем субсидий должен был вырасти еще более чем на 10  % [4]. В Германии, по данным Института индустрии возобновляемых источников энергии [5], за период 2010–2017 гг. наблюдался более чем трехкратный рост отчислений на развитие ВИЭ (рис. 1), которые уплачиваются в основном домохозяйствами и доля которых в счетах за электроэнергию уже превышает 20  % (рис. 2).

Учитывая огромный размер субсидий ВИЭ, европейские исследователи приложили немало усилий с целью доказательства того, что на долю ископаемых видов топлива (угля, газа и нефтепродуктов) приходятся примерно такие же, если не бо´льшие, объемы субсидирования, как и на возобновляемые источники.

Доклад OECD [6], охватывающий страны – участницы ОЭСР, имел целью доказать, что традиционные виды топлива получают значительные субсидии, которые необходимо сокращать. По всему миру эксперты ОЭСР насчитали субсидий в объеме 40–75 млрд евро в год. В европейских странах ОЭСР налоговые освобождения всех видов для нефтепродуктов составили 6,6 млрд евро, для угля – 5 млрд евро. Освобождения от налогов, предоставленные газовой отрасли в пяти странах ЕС, не превысили 4,7 млрд евро. Таким образом, получалось, что субсидии ископаемым видам топлива в странах ЕС лишь немногим уступают субсидиям, получаемым ВИЭ.

При этом методология, используемая в исследовании [6], некорректна. Она суммирует все виды налоговых освобождений, которые не имеют прямого отношения к производству, транспортировке и распределению ископаемых видов топлива, и предоставляются также другим отраслям экономики, часто без исключения. Учитывая большой удельный вес традиционной энергетики в экономике, эти налоговые освобождения приобретают масштабный характер.

КАКОЙ ВИД ГЕНЕРАЦИИ САМЫЙ НИЗКОЗАТРАТНЫЙ ПО ПОЛНОЙ СТОИМОСТИ?

Сравнительный анализ издержек, с которыми сопряжено производство электроэнергии, представляется также предвзятым. Руководство ЕС, возлагая на плечи налогоплательщиков/конечных потребителей дополнительную нагрузку по субсидированию возобновляемой генерации, стремится показать, что эта нагрузка не растет, а снижается по мере того, как растет эффективность ВИЭ. Задача объективного исследователя состоит в том, чтобы разобраться, какие издержки не были включены в анализ и какие допущения носили спорный характер.

Показательный характер в этом плане имеют оценки Международного энергетического агентства (МЭА), одной из самых авторитетных организаций в мире в сфере энергетики, в последнем отчете [6]. Данное исследование, периодичность которого составляет пять лет, опирается на концепцию приведенной стоимости электроэнергии (LCOE - Levelised Cost of Energy). В основе его лежит принцип равенства стоимости дисконтируемых доходов от продажи электричества и дисконтируемых расходов в ходе коммерческой эксплуатации электростанции: 

Σ Discounted [P·W] = Σ Discounted [C·W],

где P – постоянная плата за поставку электроэнергии, C – удельные расходы, в том числе стоимость строительства, операционные и эксплуатационные расходы,расходы на топливо, приобретение разрешений на эмиссию CO2, расходы по выводу из эксплуатации, затраты на обработку и удаление отходов; W – количество потребленной энергии, кВт·ч. 

LCOE = P = Σ Discounted [(C·W)/W]

Таким образом, LCOE отражает такой уровень стоимости электричества, который покрывает все издержки электростанции с учетом объема произведенной энергии в течение срока эксплуатации. Согласно представленным результатам МЭА в Европе даже самые эффективные газовые электростанции с газовыми турбинами комбинированного цикла уступают по приведенной стоимости электроэнергии гидроаккумулирующим, угольным и атомным станциям, более того, такие станции по издержкам находятся на одном уровне с ветряными электростанциями. У менее эффективного типа газовых станций, оснащенных газовыми турбинами открытого цикла, в среднем уровень приведенной стоимости электроэнергии превосходит все другие технологии (рис. 3, здесь и далее LCOE рассчитаны по 7 %-ной ставке дисконтирования). Полученные результаты МЭА требуют более пристального взгляда на используемую при расчетах методологию.

Из приведенных данных видно, что МЭА использует цены на природный газ и уголь, превышающие текущие уровни более чем в два раза. Для расчетов агентство также учитывает стоимость выбросов CO2 на уровне 30 долл. США/т против текущего уровня около 6–7 долл. США/т. Более того, в оценках LCOE для ВИЭ применяется так называемая кривая обучения, учитывающая усовершенствование технологий выработки электричества у ВИЭ-станций, но более подробную информацию по данному фактору МЭА не раскрывает, что лишает возможности оценить фактический уровень LCOE для ВИЭ без учета кривой обучения (см. таблицу).

При корректировке модели МЭА, адаптации ее расчетов к текущей ценовой конъюнктуре (цены за первое полугодие 2017 г.) газовые станции становятся одними из самых дешевых по уровню LCOE (полный цикл), даже в сравнении с LCOE ВИЭ, учитывающими кривую обучения (рис. 4).

Общепринятая понятная методология сравнения приведенной стоимости электроэнергии на различных электростанциях с учетом жизненного цикла технологий имеет явные недостатки.

Она не учитывает меры господдержки, субсидии, налоговые режимы и т. п., а также сопряженные издержки, связанные с транспортировкой энергии, которая выше для ВИЭ.

При такой оценке, учитывающей как субсидии, так и внешние эффекты, электрогенерация с использованием природного газа обладает более чем двукратным преимуществом по сравнению с солнечной и ветряной электрогенерацией и почти на 30  % дешевле электрогенерации за счет угля (рис. 5).

ГАЗ УСТУПАЕТ В КОНКУРЕНЦИИ УГЛЮ: ПРОБЛЕМА – В ПРИНЦИПАХ ДИСПЕТЧЕРИЗАЦИИ

Если полная стоимость электроэнергии из газа дешевле, чем из каменного угля, то чем тогда объяснить парадокс увеличения доли угля в энергобалансе стран ЕС? Ярким примером этому может послужить Германия. С одной стороны, в 2017 г. продолжилась тенденция к увеличению доли ВИЭ (рис. 6), увеличившаяся с 23,4  % в январе до 34,5  % в мае 2017 г. С другой стороны, увеличилась и доля лигнита (с 20,5 до 23,8  %) на фоне снижения доли природного газа (с 23,4 до 13,7  %) и антрацита (с 20 до 13,6  %).

Проблема в том, что правила диспетчеризации не основаны на принципе полных затрат (рис. 7). В результате выбор диспетчеров основан на условно-переменных затратах. Данные затраты у угольных электростанций ниже, чем у газовых. Этим объясняется тот факт, что «чистый» газ оказывается, по правилам диспетчеризации, в пике или полупике.

НЕГАТИВНЫЙ ПОБОЧНЫЙ ЭФФЕКТ: ДЕСТАБИЛИЗАЦИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

Производство электроэнергии посредством ВИЭ сильно зависит от погодных условий. В отдельные дни они действительно могут обеспечить существенный объем электроэнергии, обеспечивая до 45  % электроэнергии (рис. 8).

В случае слабого ветра или его отсутствия либо повышенной облачности генерация на солнечных и ветряных электростанциях катастрофически снижается, что приводит к повышенной нагрузке на иные источники электрогенерации для покрытия базового спроса на электроэнергию. Так, 24 января 2017 г. на фоне облачной и безветренной погоды доля ВИЭ в Германии не превышала 15  %, тогда как доля угля, несмотря на высокий уровень эмиссий СО2, превышала 50  % (рис. 9). Аналогичная ситуация наблюдалась в США на фоне солнечного затмения, где практически половина установленных мощностей была затенена не менее чем на 50  % [13].

Это отражается и в соотношении произведенной электроэнергии и установленных мощностей. Так, согласно данным Eurostat, это отношение равно 1,3 для ВИЭ и 3,6 для традиционных источников электроэнергии. Для того чтобы произвести 100 ТВт·ч, нужно 77 ГВт установленных мощностей ВИЭ или всего 28 ГВт мощностей электрогенерации с использованием горючих ископаемых [14].

Помимо этого такая нестабильность электроэнергии из ВИЭ приводит и к дестабилизации рыночных принципов ценообразования. Излишек электроэнергии, наиболее важной причиной которого являются избыток мощностей ВИЭ и соответствующие погодные условия, приводит к парадоксальной ситуации, когда цены на электроэнергию становятся отрицательными (рис. 10). Таким образом производители электроэнергии вынуждены платить за ее сбыт. И если для производителей ВИЭ эта ситуация приемлема, так как они получают субсидии в любом случае, то для остальных поставщиков электроэнергии это означает снижение инвестиционной привлекательности отрасли и риски для энергосистемы в будущем.

Ставка на ВИЭ означает не только снижение стабильности и энергосистемы и подрыв рыночных механизмов, но и необходимость инвестиций в мощности по хранению производимой электроэнергии. На данный момент установленные мощности ВИЭ в мире составляют около 1,9 ТВт, при этом мощности по хранению электроэнергии составляют 140 ГВт, т. е. менее 10  % от установленных мощностей. К 2040 г. установленные мощности, по прогнозам BNEF, увеличатся более чем до 7 ТВт [11]. Аналогично мощности по хранению также должны увеличиться более чем в три раза, что означает инвестиции более чем в 0,5 трлн долл. США.

При этом для перехода на ВИЭ необходимы гигантские земельные площади. Так, Фриц Варенхольт, глава Немецкого фонда дикой природы (Deutsche Wildtier Stiftung), подсчитал, что для выполнения целей климатического плана необходимо построить 50 тыс. ветряков [15]. С учетом площади Германии (357 тыс. км2) и необходимой площади на один ветряк (7,14 км2) получается, что каждые 2,6 км на территории Германии будет стоять ветряная установка высотой с Кельнский собор. И это без учета городов и дорог.

Кроме того, как отмечает вице-председатель Федерального сетевого агентства (Bundesnetzagentur, BNetzA) Петер Франке, ни развитие мощностей по хранению электроэнергии, ни децентрализация генерации не снижают потребности в развитии энергосетей.

Таблица. Оценка допущений МЭА с точки зрения завышения LCOE для ископаемых видов топлива

ВЫВОДЫ

Учитывая как экономическую, так и экологическую составляющую, путь к чистой энергетической системе должен быть основан не на дорогостоящих технологиях ВИЭ, а на их сочетании с природным газом. Этот путь позволит обеспечить наименьшее количество эмиссии СО2 на кВт·ч, являясь наиболее целесообразным с экономической точки зрения и обеспечивая экономию по сравнению с любым другим сценарием развития энергосистемы (рис. 11).

Пока же субсидирование ВИЭ приводит к искажению ценовых пропорций, в результате чего цена электроэнергии не включает в себя значительную часть издержек ВИЭ, которые покрываются за счет бюджета/конечных потребителей. Искусственно заниженная цена электричества ведет к вытеснению природного газа из электрогенерации. Этому же способствуют правила диспетчеризации, которые приводят к искажениям в работе рыночных механизмов: способствуют отбору наиболее дорогостоящих видов энергии, причем не всегда имеющих более низкий углеродный след.

Навязываемый переход к ВИЭ ставит под угрозу стабильность энергетической системы стран Европы и подрывает рыночные механизмы принципов ценообразования на электроэнергию. При переходе к ВИЭ не принимаются во внимание их высокая стоимость и необходимость инвестиций как в сами ВИЭ, так и в электросети при недостаточно развитых на данный момент технологиях по хранению производимой электроэнергии. Угроза энергобезопасности из‑за вымывания из энергобаланса природного газа является еще одним внешним эффектом (экстерналией), на который стоит обратить внимание европейским регуляторам, чтобы избежать потери контроля над функционированием энергосистем. 

Все мы живем в эпоху четвертой промышленной революции, и спрос на энергию растет и будет продолжать расти, несмотря на меняющиеся географию и структуру потребления энергоресурсов, а также условия финансирования на энергетических рынках. Каждый из нас так или иначе причастен к энергетическому рынку. Кто‑то добывает, генерирует и транспортирует энергоресурсы, кто‑то перерабатывает, а кто‑то производит оборудование и технологии для обеспечения работоспособности всего топливно-энергетического комплекса.

На современном этапе экономического развития инновации являются залогом получения весомых конкурентных преимуществ. Инновационная деятельность, несмотря на высокий уровень риска, представляется перспективным направлением для любого предприятия. Один из крупнейших мировых энергетических холдингов – «Газпром», занявший в этом году первое место в рейтинге ведущих энергокомпаний мира, не стал исключением из этого правила. Благодаря масштабной Программе импортозамещения и трансферу критичных технологий удается обеспечивать стабильное развитие компании, осваивать новые месторождения, реализовывать новые проекты, а также обеспечивать надежную эксплуатацию существующих объектов.

На протяжении нескольких десятилетий ПАО «Газпром» выступает нашим стратегическим партнером, и Группа Компаний Комита в меру своих скромных возможностей вносит посильный вклад в развитие энергетической отрасли России. Центральный офис и основные производственные мощности компании расположены в России, но есть и несколько зарубежных активов – в Сербии и Словении. Подобная структура компании позволяет не только работать на российском и европейском рынках, но и осуществлять трансфер перспективных технологий. За время сотрудничества с компанией «Газпром» успешно завершен ряд проектов по локализации производства высокотехнологичного оборудования.

Одним из первых значимых проектов была локализация производства на территории Российской Федерации современных цифровых IP-телефонных станций SI-3000. Полный цикл российского производства был открыт в г. Екатеринбурге в 2014 г. Вся конструкторская документация, исходные коды программного обеспечения и права на производство по соглашению со словенской компанией Iskratel были переданы российской компании «ИскраУралТел». В 2015 г. Министерством промышленности и торговли РФ была проведена проверка производства данной продукции, и ей был присвоен статус «оборудование российского производства».

В 2014 г. был запущен процесс локализации производства радиорелейного оборудования израильской компании Ceragon Networks Ltd. на территории России. В настоящее время переданы права на производство, вся конструкторская и производственная документация, исходные коды программного обеспечения. На производственных мощностях компании ООО Внедренческая фирма «ЭЛНА» в г. Саратове развернуто производство современных энергоэффективных радиорелейных станций SDR-3500LH.

На базе нашего сербского актива была разработана Интеллектуальная система мониторинга месторождений Smart Field Monitoring. Эта система построена в соответствии с концепцией «Индустрия 4.0» на базе решений промышленного интернета вещей (IIoT – Industrial Internet of Things). Данное решение базируется на системе WebSCADA и обеспечивает мониторинг территориально распределенных труднодоступных объектов. Интеллектуальная система мониторинга месторождений оптимизирует эксплуатационные затраты, а также обеспечивает более эффективную и безопасную добычу углеводородного сырья. Учитывая современные тенденции, мы предлагаем данное решение в новом формате сервиса (SaaS - Software as a Service), позволяющем сократить капитальные затраты на внедрение и перейти к системе потребления услуги по мере необходимости. И эти решения также имплементируются в России.

Использование различных механизмов финансирования текущей деятельности Группы Компаний позволяет нам достаточно активно развивать собственную программу НИОКР. Так, в тесном сотрудничестве с Научно-исследовательским институтом радио мы разрабатываем новую линейку радиорелейного оборудования российского производства, а в сотрудничестве с ООО «Газпром ВНИИГАЗ» создаем новые продукты на основе биотехнологий.

При реализации своих инновационных проектов, программ локализации, НИОКР мы не надеемся на государственное финансирование и деньги наших заказчиков. Ищем различные варианты, в том числе с привлечением европейских кредитных средств, и предлагаем нашим партнерам наиболее оптимальные решения.

Так, например, для реализации проекта на казахском АО «Транс-телеком» были привлечены средства словенского SID Bank на сумму около 50 млн евро. В соответствии с договором оказания услуг возврат инвестиций планируется по факту окончания строительства.

На сегодняшний день мы активно прорабатываем вопросы заключения договоров покупки будущей вещи, что в условиях ужесточающихся финансовых санкций позволит нашим партнерам высвободить небольшое количество инвестиционных средств для реализации первоочередных проектов. Наша компания также работает над решением задачи снижения стоимости выпускаемой продукции за счет привлечения дешевых кредитных средств европейских банков.

В заключение хотелось бы отметить, что обмен накопленным опытом независимо от политических течений и границ, кооперация в реализации совместных проектов и научно-техническом сотрудничестве позволяют создавать инновационные решения, способствуя технологическому развитию компаний, отрасли и страны в целом.

Группа Компаний Комита

123290, РФ, г. Москва,

1-й Магистральный тупик, д. 5а, БЦ «Магистраль Плаза»,

блок С, 4-й эт., оф. 402

Тел/факс: +7 (495) 786-63-61

Е-mail: info@comitagroup.com

Сочетание различных факторов приводит к тому, что в будущем природному газу предстоит играть ключевую роль в реформе энергетики. Потребление газа будет превосходить потребление нефти в три раза, а мировой спрос на газ вырастет к 2040 г. на 50  % [1]. Международное энергетическое агентство рассматривает газ в качестве важнейшего энергоносителя в Европе. Общество по‑прежнему будет потреблять энергию, а чтобы достичь запланированных целей по снижению выбросов CO2, данная энергия должна производиться в соответствии с принципами устойчивого развития. Из этого следует европейская энергетическая трилемма (рис. 1) [2], поскольку и потребители, и политики предъявляют целый ряд требований к энергии будущего. Во-первых, необходимо обеспечить надежные гарантии энергоснабжения. Во-вторых, энергия должна производиться согласно принципам устойчивого развития цивилизации, чтобы нагрузка на окружающую среду (в части выбросов CO2) была минимальной или отсутствовала совсем. В-третьих, энергия должна быть экономически доступной для всех.

Эту энергетическую трилемму невозможно решить без использования газа, потому что, например, без метана (CH4) не удастся гарантировать энергоснабжение.

НАДЕЖНОЕ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ

Австрия является одним из лидеров в производстве возобновляемой энергии: около 2/3 потребности в электроэнергии покрывается за счет возобновляемых источников, в основном в сфере гидроэнергетики [3]. Тем не менее зимой регулярно возникает нехватка энергии, которая компенсируется использованием газа. Зимой низкий уровень воды и замерзание рек приводят к ограничению возможностей производства электроэнергии на гидроэлектростанциях. Кроме того, прочие альтернативные виды производства энергии в осенне-зимний период ограниченны, поскольку наблюдаются меньшее количество солнечных часов, более частые туманы и нередко более слабый ветер.

Поэтому не только в Австрии, но и в других европейских странах до 30  % срочной потребности в электроэнергии покрывается за счет природного газа. В отличие от электричества газ подходит для хранения в больших объемах, что позволяет быстро и экономически выгодно компенсировать пики потребления. Для обеспечения будущих гарантий энергоснабжения в Австрии дочерняя компания OMV Gas Connect Austria постоянно инвестирует в развитие газовой инфраструктуры (рис. 2) [4]. Без газа сложности с энергообеспечением постоянно возникали бы и в других государствах ЕС, что в дальнейшем могло бы привести к отключению электричества и проблемам с отоплением.

За счет долгосрочных контрактов, в рамках которых уже было поставлено более 190 млрд м3 газа, ПАО «Газпром» поддерживает надежность энергоснабжения в Австрии [5]. Для всех стран Европы поставки российского газа имеют важнейшее значение. Примерно треть общего объема поставок газа обеспечивает ПАО «Газпром», внося таким образом решающий вклад в надежность энергоснабжения Европы [6].

Нельзя забывать и о том, что за последние годы ПАО «Газпром» инвестировало миллиарды евро в строительство трубопроводов («Ямал – Европа», «Голубой поток», «Северный поток – 1 и -2»), по которым осуществляется газоснабжение Европы [7].

ДОСТУПНОЕ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ

Необходимо обеспечить наличие и доступность энергии для населения. Энергетическая стратегия Европы предусматривает, что к 2050 г. расходы на потребление энергии будут составлять примерно 15  % бюджета домохозяйств [8]. Это соответствует приросту примерно на 100  % по сравнению с текущим показателем.

Также одной из причин подорожания будут новые инвестиции в развитие дополнительных электросетей для передачи необходимых в будущем объемов возобновляемой энергии. Сравнительное исследование общих затрат, проведенное Австрийским энергетическим агентством, показало, что отопление с помощью газового оборудования, максимально использующего теплоту сгорания топлива, эффективнее применения топливной древесины, централизованного теплоснабжения, тепловых насосов, топливных пеллет и других источников. Это справедливо как для новых домов и домов после реконструкции, так и для тех зданий, где еще не было капитального ремонта. Стоимость оборудования, максимально использующего теплоту сгорания газа, составляет около 50  % цены стандартной системы отопления с помощью пеллет [9].

По газопроводам может осуществляться транспортировка огромных объемов энергии. Подземный трубопровод способен передавать в пять раз больше энергии, чем высоковольтная линия электропередачи. Таким образом, благодаря использованию газопроводов можно избежать сверхмерного распространения высоковольтных линий электропередачи и способствовать сохранению окружающей среды.

С помощью газовой инфраструктуры можно компенсировать чувствительность электросетей к различным колебаниям, хранить «зеленый» газ, бережно обращаясь с ресурсами, а также на экономически выгодных условиях транспортировать его туда, где он в данный момент необходим.

Только хранилища газа способны сохранять крупные объемы излишков энергии. Все прочие концепции хранения (гидроаккумулирующая электростанция или аккумуляторы) по сравнению с хранилищами газа обладают лишь незначительной емкостью и сравнительно малоэффективны.

Только поддержка уже имеющейся экономически выгодной газовой инфраструктуры может предотвратить дальнейшее повышение цен.

РЕФОРМА ЭНЕРГЕТИКИ

Чем выше будет доля возобновляемой энергии в энергобалансе, тем более важную роль будут играть технологии хранения, обеспечивающие стабильную работу энергосетей. Именно благодаря этим технологиям излишки энергии могут аккумулироваться и при необходимости оперативно поставляться потребителю.

На первом этапе чистый водород, полученный при использовании излишка электроэнергии, произведенной из возобновляемых источников, может направляться напрямую в газовую сеть. При наличии крупных объемов водорода, которые технически невозможно закачивать в сеть, можно производить синтетический CH4 с помощью технологии Power-to-Gas, добавляя углекислый газ. Таким образом, газовая инфраструктура может выполнять свои основные функции и интегрировать экологически чистую энергию в технологии получения экологически чистого газа.

Впоследствии этот газ вновь можно использовать для нужд мобильности, отопления или производства электроэнергии.

На рис. 3 продемонстрированы различные возможности конвертации и использования электроэнергии из возобновляемых источников [10].

По мнению редакции журнала Австрийской ассоциации газа и воды и Отраслевого союза предприятий газо- и теплоснабжения, при полном использовании потенциала производства биогаза из биологических отходов и синтетического газа из излишков электроэнергии (Power-to-Gas) к 2050 г. потребность в отоплении австрийских домохозяйств может быть полностью покрыта с помощью технологий, не приводящих к выбросам CO2 [11]. В этом случае реформу энергетики можно будет считать успешной, и именно поэтому газовую инфраструктуру справедливо называют «зеленым» аккумулятором энергореформ.

ВЫВОДЫ

Подводя итог, необходимо отметить, что решить европейскую энергетическую трилемму без такого энергоносителя, как газ, и без связанной с ним инфраструктуры, обеспечивающей экономически выгодную, территориальную и временную балансировку возобновляемого газа, просто не удастся. Ключом к успеху реформы энергетики в Европе является сочетание современных технологий с уже устоявшимися системами.

А. Г. Ишков, д.х.н., профессор, первый вице-президент Российской экологической академии, заместитель начальника Департамента – начальник Управления ПАО «Газпром»:

В статье отмечается объективная необходимость развития газовой инфраструктуры для обеспечения низкоуглеродного и устойчивого энергоснабжения Европы, приведены ссылки на прогноз Международного энергетического агентства о росте спроса на природный газ и информация о масштабных инвестициях ПАО «Газпром» в строительство газопроводов для обеспечения надежности поставок.

Вместе с тем ссылка на публикацию о возможном полном замещении биогазом и синтетическим газом потребности австрийских домохозяйств [11] представляется слишком ангажированной и не отражает объективных предпосылок развития энергетики. Приводимая в [11] аргументация об отсутствии выбросов парниковых газов при реализации такого сценария представляется спорной и требует дополнительного анализа.

Кроме того, многочисленные международные исследования подтверждают, что при оценке всего жизненного цикла использование биогаза приводит к бóльшим выбросам парниковых газов, чем использование традиционного природного газа. При этом биогазу некоторыми экспертами и политиками искусственно приписывается нулевой «углеродный баланс», то есть выбросы при его использовании не учитываются, однако климат «не знает» таких манипуляций.

Производство водорода и синтетического метана с помощью технологии Power-to-Gas на основе электролиза воды является достаточно энергозатратным процессом. По оценкам экспертов, производство водорода из природного газа является наиболее оптимальным вариантом. В настоящее время большая часть водорода в мире производится из метана. Использование технологии адиабатической конверсии метана позволит при одинаковых энергозатратах производить почти в два раза больше водорода, чем с помощью технологии Power-to-Gas, обеспечивая реальное снижение углеродного следа энергетического сектора.

Чтобы сохранить за нефтью и газом определенное место в энергетическом балансе будущего, требующем снижения уровня загрязнений, необходимо сократить объемы выбросов по всей цепочке создания стоимости энергоресурсов, начиная от добычи и заканчивая потребителем. Поэтому уже на стадии добычи следует применять активные меры по экономии ресурсов и защите окружающей среды. Для повышения эффективности этих мер необходимы креативные, «умные» решения, которые к тому же дают возможность сократить затраты.

В совместном с компанией «Газпром» предприятии Wintershall Noordzee реализован подход, позволяющий в том числе за счет применения «минимум-платформы», или перестройки и перемещения платформ экономически оправданным способом вести работу, в т. ч. на небольших месторождениях (рис. 1). В других регионах, например в норвежском проекте Maria, Wintershall сознательно использует для разработки месторождений уже существующую инфраструктуру. В Абу-Даби применяется инновационная концепция логистики для снабжения буровой установки малозатратным и экологически благоприятным способом. Уже с 2012 г. Wintershall применяет в своем производстве принцип No Flaring – отказ от сжигания газа в факеле при добыче (рис. 2–3).

Выполняя в Германии бурение опытных скважин, Wintershall экспериментирует с газовой микротурбиной, чтобы использовать попутный газ, который ранее сжигался в факеле во время опытного цикла, для выработки электричества и тепла. Компания находит возможности снижения уровня выбросов и оптимизации процессов не только в области геологоразведки и добычи. В своей деятельности по транспортировке газа Wintershall также пытается внести вклад в решение проблемы выбросов, устанавливая высокоэффективные системы, снижающие нагрузку на окружающую среду.

Применение новых газопроводов на европейских потребительских рынках уменьшает объемы эмиссий природного газа, возникающих на первом этапе производственной цепочки. Wintershall участвует в качестве финансового инвестора в реализации проекта «Северный поток – 2» и в строительстве наземного газопровода EUGAL, так как эти эффективные системы транспортировки будут надежно обеспечивать безопасное газоснабжение с низким уровнем фактических выбросов, эквивалентных выбросам CO2 (рис. 4).

Природный газ займет должное место на предъявляющем строгие требования к выбросам энергетическом рынке будущего только в том случае, если предприятия нефтегазовой промышленности на протяжении всей цепочки, от места добычи до конечного пользователя, будут ориентироваться на новую инфраструктуру и эффективные технологии.

Рост численности населения планеты, продолжающаяся урбанизация, а также постепенное повышение уровня жизни стимулируют мировое потребление энергоресурсов. Природный газ – единственный ископаемый источник энергии, доля которого в мировом топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) будет расти в долгосрочной перспективе и, как ожидается, к 2035 г. приблизится к 24  % (рис. 1). По приросту потребления с природным газом смогут сравниться только возобновляемые источники энергии (ВИЭ). Рост доли газа и ВИЭ в мировом ТЭБ будет происходить за счет снижения доли нефти и угля, однако в абсолютных показателях потребление всех видов топлива будет расти [1].

В настоящее время глобальный мировой рынок природного газа фрагментирован на три крупнейших региональных рынка – Северной Америки, Европы и стран Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР).

Европейский рынок природного газа (рис. 2) характеризуется высокой зависимостью от импорта (прежде всего из России), доминированием трубопроводного транспорта и смешанной системой ценообразования (долгосрочные контракты с нефтяной ценовой привязкой и биржевая торговля). Снижение уровня внутренней добычи газа в Европе – тенденция, которая наблюдается на протяжении последних 15 лет и сохранится в долгосрочной перспективе. Падение внутренней добычи происходит на фоне постепенного восстановления спроса на газ после негативной динамики 2010–2014 гг.

В 2016 г. «Газпром» поставил в страны дальнего зарубежья 179,3 млрд м3. В 2017 г. компания установила абсолютный рекорд по экспорту, поставив более 190 млрд м3, что на 6  % превышает результат прошлого года.

Новые трубопроводные проекты по доставке российского газа на европейский рынок, а именно «Северный поток – 2» и «Турецкий поток», призваны обеспечить растущий экспорт газа из России в Европу, оптимизировать затраты на транспортировку и снизить воздействие на окружающую среду за счет изменения маршрутов поставки. В рамках стратегии по диверсификации поставок и выходу на новые рынки, на которые пока не поступает российский трубопроводный газ, ПАО «Газпром» работает над созданием завода «Балтийский СПГ». Российский газ на европейском рынке способен конкурировать не только с поставками сжиженного природного газа (СПГ) из других стран, но и с любыми новыми трубопроводными проектами по экспорту газа в Европу (рис. 3).

Рынок стран АТР в целом в настоящее время характеризуется высокой зависимостью от импорта, доминированием СПГ в импорте газа и долгосрочными контрактами с нефтяной привязкой в качестве основного принципа ценообразования. В настоящее время в АТР наблюдается тенденция к росту потребления и импорта газа со стороны Китая, Индии и стран Ассоциации государств Юго-Восточной Азии (АСЕАН), которая сохранится в долгосрочной перспективе (рис. 4).

Китай – основной двигатель экономического роста в регионе – будет наращивать импорт природного газа ввиду опережающего роста потребления по сравнению с внутренней добычей [2]. Ключевым источником дополнительного импорта газа в Китай станут поставки российского газа по газопроводу «Сила Сибири», которые начнутся 20 декабря 2019 г. В дополнение к ним ПАО «Газпром» ведет переговоры с китайскими партнерами по новым трубопроводным проектам, включая поставки газа с Дальнего Востока (рис. 5).

В целях диверсификации экспортного портфеля ПАО «Газпром» ведется подготовка документации для третьей технологической линии по производству СПГ в рамках проекта «Сахалин-2», а также планирует строительство малотоннажного завода во Владивостоке.

Рынок Северной Америки в настоящее время характеризуется самообеспеченностью (объемы торговли газом с другими регионами незначительны), доминированием трубопроводного транспорта и биржевой торговлей в качестве основного принципа ценообразования.

Выход американского СПГ на мировые рынки, начавшийся в феврале 2016 г., сопровождается попыткой распространения котировок на главной торговой площадке США Henry Hub в качестве ценового ориентира (бенчмарка) для межрегиональной торговли СПГ. Но предполагаемый экспорт крупных объемов американского СПГ с привязкой к Henry Hub в долгосрочной перспективе ограничивается не только мировой конъюнктурой цен на газ, но и неопределенностью с ресурсной базой сланцевых углеводородов (рис. 6).

С учетом особенностей структуры контрактов на приобретение американского СПГ можно ожидать, что основные экспортные объемы из Северной Америки в долгосрочной перспективе будут направляться в страны Латинской Америки и АТР [3]. Именно в эти два региона в период с марта 2016 г. по август 2017 г. было поставлено в совокупности более 70  % объема СПГ из США, при этом в страны Европы (включая Турцию) за указанные 18 мес. было реализовано суммарно менее 2 млрд м3.

Занимая первое место в мире по доказанным запасам газа, обладая развитой транспортной инфраструктурой, многолетним опытом и репутацией надежного поставщика, ПАО «Газпром» открыто для взаимовыгодного сотрудничества со старыми и новыми партнерами, а также готово внести свой вклад в формирование глобального мирового рынка природного газа, создание которого без участия России не представляется возможным. 

Для повышения надежности и эффективности экспортных поставок российского газа по газопроводу (ГП) «Турецкий поток» в Турцию и страны Юго-Восточной Европы существует необходимость при всей инвариантности развития политических и экономических событий оценить потребности, текущее состояние и потенциал подземных хранилищ газа (ПХГ) с учетом имеющихся горно-геологических условий и технико-технологических возможностей.

Исходя из заявленных объемов транзита годовые поставки газа по ГП «Турецкий поток» могут составлять до 31,5 млрд м³, в том числе по 1‑й нитке для потребителей Турции 15,75 млрд м³, с прекращением использования коридора поставок через Румынию и Болгарию, и по 2‑й нитке, для Юго-Восточной Европы – также 15,75 млрд м³ (рис. 1).

К основным задачам ПХГ в зоне влияния ГП «Турецкий поток» можно отнести целый ряд технологических и коммерческо-страховых задач.

Технологические задачи заключаются в том, чтобы с помощью хранилищ, расположенных на территории России, обеспечивать в течение года равномерную подачу газа на вход газопровода и его номинальную загрузку, а кроме того, за счет использования ПХГ за рубежом наиболее полно и гарантированно удовлетворять сезонный и пиковый спрос потребителей путем регулирования неравномерности газопотребления и резервирования поставок российского газа.

К коммерческо-страховым задачам относятся: повышение прибыли и устойчивости финансовых поступлений от продаж газа, осуществление дополнительных разовых продаж газа потребителям на спотовых рынках в периоды пикового спроса, минимизация рисков и сокращение штрафов в случае недопоставок газа, снижение капитальных затрат ПАО «Газпром» на создание и развитие зарубежных газотранспортных сетей.

В коридоре транспортировки газа по сухопутной части РФ перед морским участком ГП «Турецкий поток» расположены три ПХГ: Кущевское, Северо-Ставропольское и Краснодарское. Технически все три ПХГ в той или иной мере могут быть задействованы и вполне способны полностью обеспечить регулирование и резервирование подачи газа в экспортный газопровод с учетом их использования для внутреннего потребления. Схема подключения ПХГ к газотранспортной системе и основные технологические показатели по активному объему газа и максимальной суточной производительности ПХГ представлены на рис. 2.

Потребности ПХГ в Турции и странах Юго-Восточной Европы для регулирования и резервирования поставок российского газа по ГП «Турецкий поток» определены из расчета сезонной неравномерности потребления 15–20  % и продолжительности осенне-зимнего периода 80 сут. При полном развитии двухниточного газопровода потребность в активном объеме газа ПХГ оценивается около 6,2 млрд м³, максимальная суточная производительность – 78 млн м³ (для каждой нитки – по половине от указанных объемов).

В стратегическом отношении Турция занимает особое положение. Для оценки потребностей ПХГ здесь необходимо учитывать проекты и интересы стран региона по возможным вариантам транзитных поставок газа, прежде всего Азербайджана (ГП TANAR) и Ирана.

В то же время на территории Турции действующие ПХГ отсутствуют. Имеются два терминала СПГ на западе страны и две перспективные площади в центре и на юге для строительства ПХГ в солях – Туз Гелю и Тарсус. Поэтому в целом необходимо констатировать, что мощностей ПХГ на территории Турции для регулирования неравномерности и резервирования газопотребления недостаточно. Можно лишь допустить, что в перспективе некоторые газонефтяные месторождения могут быть рассмотрены как потенциальные объекты строительства ПХГ. В такой ситуации представляет интерес технико-экономическая возможность частичного или полного регулирования и резервирования поставок российского газа в Турцию с использованием Северо-Ставропольского ПХГ и ГП «Голубой поток».

В странах Юго-Восточной Европы отмечается недостаточность существующих мощностей по хранению газа. В связи с этим для решения задачи регулирования неравномерности и резервирования поставок газа по ГП «Турецкий поток» («южный коридор») рассмотрены как достигнутые показатели и показатели развития действующих ПХГ, так и перспективные объекты для создания новых ПХГ.

На территории Греции из‑за отсутствия пригодных геологических условий создание ПХГ, в том числе в коридоре транзита, маловероятно. Есть перспективы использования СПГ. В числе запланированных проектов строительства необходимо отметить трансадриатический газопровод ТАР на севере Греции, по которому может поставляться до 10 млрд м³ газа в год. Российский газ также может поставляться в этом направлении.

ПХГ Банатский двор находится в Сербии в 30 км от г. Зренянин в непосредственной близости от «южного коридора» транзита российского газа. Это ПХГ создано в истощенном газовом месторождении и является наиболее перспективным при реализации проекта транспортировки по «южному коридору». Достигнутый активный объем газа ПХГ составляет 450 млн м³, максимальная суточная производительность отбора – 5 млн м³/сут. ПХГ имеет хорошие перспективы расширения по активному объему газа до 750 млн м³, по максимальной суточной производительности отбора – до 10 млн м³/сут.

Потенциальным объектом для создания ПХГ на территории Венгрии для потребностей «южного коридора» является истощенное газовое месторождение Пустофельдвар. Оно расположено вблизи границ с Сербией и Румынией недалеко от г. Сегед. Активный объем газа оценивается в 1300 млн м³, максимальная суточная производительность отбора – до 16 млн м³/сут. Строительство ПХГ осложнено большим количеством скважин, которые необходимо ликвидировать.

В Чехии в июле 2016 г. ПАО «Газпром» ввело в эксплуатацию ПХГ Дамборжице, расположенное вблизи «южного коридора» у г. Годонин Южноморавского края. ПХГ создано в истощенном нефтегазоконденсатном месторождении. При активном объеме газа 456 млн м³ производительность по отбору составляет 7,6 млн м³/сут.

Из перспективных объектов строительства ПХГ в Италии для «южного коридора» наиболее подходящим является истощенное газовое месторождение Синарка, расположенное в центральной части страны. Потенциальный активный объем газа оценивается в 300 млн м³. Также в качестве  перспективных для ПХГ могут рассматриваться шельфовые месторождения в прибрежной зоне юга Италии.

Единственным газохранилищем на территории Болгарии является ПХГ Чирен. Оно расположено в 150 км к северо-востоку от г. София. Создано в 1974 г. на базе одноименного истощенного газоконденсатного месторождения. Перспективы расширения хранилища связаны с решением вопросов баланса газа в пласте и оцениваются до 1 млрд м³ активного объема газа с максимальным суточным отбором до 10 млн м³/сут, из которых лишь примерно половина требуется для нужд Болгарии.

ВЫВОДЫ

1. Потребности ПХГ в регионе со стороны РФ для номинальной загрузки ГП «Турецкий поток» в объеме 31,5 млрд м³/год могут быть обеспечены технико-технологическими возможностями Кущевского, Северо-Ставропольского и Краснодарского ПХГ с учетом их использования для внутреннего потребления.

2. Существующих и перспективных мощностей ПХГ на территории Турции для регулирования неравномерности газопотребления и резервирования газоснабжения недостаточно. В связи с этим представляет интерес технико-экономическая возможность частичного или полного регулирования и резервирования поставок российского газа в Турцию с использованием Северо-Ставропольского ПХГ и ГП «Голубой поток».

3. В странах Юго-Восточной Европы существующих мощностей ПХГ для обеспечения потребностей по регулированию неравномерности и резервированию поставок российского газа по ГП «Турецкий поток» недостаточно. Имеются возможности расширения некоторых действующих ПХГ и перспективные объекты для создания новых ПХГ.

В новых условиях компании сталкиваются с целым рядом факторов неопределенности, что в зависимости от разного поведения лиц, ответственных за принятие решений, может привести к реализации как рисков (угроз), так и шансов. Особенностями внедрения системы управления рисками (СУР) в компаниях – операторах подземного хранения газа (ПХГ) с участием ООО «Газпром экспорт» являются совместная работа с партнерами по проектам, а также законодательные требования к деятельности операторов ПХГ в европейских странах. Развитие системы ПХГ на газовом рынке вблизи экспортных маршрутов позволяет гарантировать стабильность и гибкость поставок российского газа. Вместе с тем акционеры зарубежных компаний – операторов ПХГ заинтересованы в обеспечении разумной уверенности в достижении поставленных целей и повышении устойчивости и эффективности деятельности этих компаний.

Основными рисками компаний – операторов ПХГ являются технические риски, идентификации и управлению которыми уделяется большое внимание в деятельности этих компаний. Кроме того, существует ряд требований в области безопасности и охраны труда и окружающей среды, например Директива о предотвращении тяжелых аварий (Севезо III) (основные принципы, отчетность в адрес регуляторов, планы действий) [1]. Вместе с тем помимо технических рисков компаний – операторов ПХГ необходимо уделять должное внимание и другим категориям рисков, таким как кредитные, финансовые, при этом выстраиваемая система управления рисками должна являться естественным процессом, повышающим эффективность деятельности компании. Так, например, на основе оценки кредитных рисков должна быть сформирована отчетность компании в соответствии со стандартами международной финансовой отчетности (IFRS 9) [2], оценка рыночных рисков должна быть учтена в процессе ценообразования и планирования денежных потоков. Наличие системы управления рисками часто закреплено законодательно, принципы ее организации рекомендованы рядом стандартов, в том числе ISO 31000, FERMA, COSO, CCRO, ГОСТы серии «Менеджмент риска» (в частности, [5, 6]). Помимо этого компаниями устанавливаются собственные требования и принципы организации СУР в соответствии с локально-нормативными документами.

Зачастую операторы ПХГ уделяют внимание лишь техническим рискам и их ранжированию, в то время как расширение фокуса СУР и переход к количественным методам оценки рисков позволит повысить эффективность принимаемых решений с учетом оценки и анализа рисков. При этом внедрение СУР должно быть направлено на развитие риск-ориентированной культуры компании и практики учета рисков как в повседневной операционной деятельности, так и в процессах планирования и бюджетирования, в том числе с точки зрения достаточности ликвидных средств и капитала для покрытия принимаемых рисков. При таком подходе СУР не сводится к контрольным функциям ограничения рисков, а повышает эффективность деятельности компании, в том числе за счет достижения следующих целей:

• обеспечения надежности поставок и хранения газа, повышения эффективности мероприятий по управлению рисками;

• планирования и бюджетирования с учетом рисков;

• развития риск-ориентированной культуры, формализации аппетита к риску;

• уверенности акционеров в том, что реализация рисков не приведет к катастрофическим последствиям, сокращения числа непредвиденных событий;

• повышения стоимости компании;

• соблюдения законодательства, обеспечения полноты и достоверности отчетности.

Рассмотрим более подробно следующие важные элементы развития СУР, применение которых способствует повышению эффективности выстраиваемой СУР:

• регламентация СУР;

• переход от качественных к количественным методам оценки рисков;

• разработка инструментов анализа и контроля рисков;

• централизованное развитие экспертизы и инструментария в области СУР.

РЕГЛАМЕНТАЦИЯ СУР

Основные принципы и этапы процесса управления рисками целесообразно закреплять в высокоуровневом документе (например, в Политике по рискам компании), утверждаемой высшим коллегиальным органом компании. В таком случае можно обеспечить имплементацию СУР на всех уровнях принятия решений, закрепить основные цели и задачи, определить участников СУР. В качестве уполномоченного органа по вопросам управления рисками может быть выделен Комитет по рискам, к задачам которого можно отнести утверждение отдельных процедур и методологий оценки рисков, координацию работы по управлению рисками компании, согласование мероприятий по управлению рисками и т. д. В отдельных случаях, когда создание Комитета по рискам является нецелесообразным, его функции могут быть перераспределены между остальными участниками СУР.

Детализированные процедуры, подробный порядок взаимодействия участников СУР, формы отчетности, методологии оценки отдельных категорий рисков должны быть разработаны и утверждены Комитетом по рискам компании (при наличии).

Регламентирующие документы в области СУР должны учитывать бизнес-процессы компании и быть направлены на обеспечение учета рисков на всех уровнях принятия решений. Распространение и доступность регламентирующих документов в области СУР для сотрудников компании, осуществляющих выполнение отдельных бизнес-процессов, способствует эффективному развитию СУР. Пересмотр регламентирующих документов в области СУР целесообразно осуществлять на регулярной основе с учетом меняющихся бизнес-процессов компании и развития подходов к оценке рисков.

Уровни допустимых рисков, оценка и линии отчетности должны быть интегрированы на всех уровнях руководства компании для учета рисков при принятии решений (рис. 1).

ПЕРЕХОД ОТ КАЧЕСТВЕННОЙ К КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКЕ РИСКОВ

Переход от качественных к количественным методам позволяет управлять рисками, исходя из их финансовых размеров. Количественная оценка рисков является результатом моделирования совокупных возможных потерь в случае реализации различных категорий рисков, которая также может быть скорректирована с учетом анализа отдельных стресс-сценариев. Для оценки вероятности наступления и диапазона возможных потерь для каждого риска, а также оценки совокупных возможных потерь на заданной доверительной вероятности (95,0; 97,5  %) используются стохастические модели, инструменты моделирования Монте-Карло и т. д. В целях учета отдельных событий могут формироваться стресс-сценарии и учет их последствий в денежном эквиваленте.

Результаты оценки рисков представляются в форме регулярных отчетов, подготавливаемых, в том числе, в целях агрегации рисков на уровне материнских компаний. Ряд лимитов на риски также часто устанавливается исходя из количественной оценки.

ИНСТРУМЕНТЫ АНАЛИЗА И КОНТРОЛЯ РИСКОВ

Современные инструменты анализа и контроля рисков позволяют выбирать эффективные меры по управлению рисками, а также планировать источники покрытия рисков (собственные средства, страхование, внешние и внутригрупповые заимствования и т. д.).

В качестве инструментов анализа и контроля рисков могут использоваться показатели «Капитал под риском» или «Денежный поток под риском», которые позволяют построить распределение капитала/денежного потока в случае реализации рисков.

В качестве примера на рис. 2 приведена оценка денежного потока под риском – максимального потенциального снижения уровня ликвидных средств при заданной доверительной вероятности (95  %) и временном горизонте (1 год) вследствие изменений основных факторов риска.

Система лимитов как на отдельные категории рисков, так и на совокупный риск позволяет своевременно отслеживать отклонения принимаемых рисков от предельно допустимого уровня. Система лимитов на риск, каскадируемая на все уровни компании, обеспечивает эффективность управления рисками при сохранении оперативности принимаемых решений.

ЦЕНТРАЛИЗОВАННОЕ РАЗВИТИЕ ЭКСПЕРТИЗЫ И ИНСТРУМЕНТАРИЯ В ОБЛАСТИ СУР

Централизованное развитие СУР предполагает оптимизацию процесса по внедрению СУР за счет разработки единых типовых документов (типовая политика, требования к организации СУР) и форм отчетности, а также рекомендаций по методологиям оценки рисков (например, рекомендации по оценке технических рисков). Использование единой программной оболочки для количественной оценки и моделирования рисков позволяет оптимизировать расходы на техническую поддержку и актуализацию, а также осуществлять агрегированную оценку рисков группы в целях использования эффекта диверсификации рисков. Регулярно проводимые профессиональные встречи (риск-конференции) способствуют развитию и распространению лучших практик и их имплементации в компаниях группы.

Таким образом, использование приведенных методов оценки и анализа рисков в компаниях – операторах ПХГ позволяет обеспечить устойчивость этих компаний, повышая эффективность их деятельности за счет развития риск-ориентированной культуры принятия решений и имплементации оценки рисков в процесс финансового планирования, а также оптимизации резервов под покрытие рисков. 

Достигая успешных результатов сегодня, ПАО «Газпром» продолжает создавать условия для дальнейшего роста на средне- и долгосрочную перспективу. Развивая ресурсную базу, добычные мощности и новые газотранспортные проекты, компания обеспечивает надежное бесперебойное снабжение потребителей, сокращая транзитные риски и в сотрудничестве со своими партнерами внося существенный вклад в обеспечение энергетической безопасности европейского газового рынка.

В 2016 г. велась активная работа в области реализации крупнейших проектов по созданию газотранспортной инфраструктуры, а именно «Северный поток - 2» и «Турецкий поток». Несмотря на определенные сложности, реализация данных проектов продолжается, и первый газ по новым транспортным магистралям начнет поступать на целевые рынки до конца 2019 г.

Масштабное расширение трубопроводного транспорта газа в европейском направлении ПАО «Газпром» дополняется наращиванием производства и экспорта СПГ. В активной фазе находятся переговоры по реализации проекта «Балтийский СПГ», призванного обеспечить российским газом страны, в настоящее время не имеющие возможности приобретать российский трубопроводный газ.

Мы продолжаем расширять присутствие на рынке СПГ не только за счет строительства новых мощностей в западной части России, но и на Дальнем Востоке в рамках проекта «Сахалин-2». В дополнение к этому ПАО «Газпром» рассматривает возможность строительства малотоннажного завода по производству СПГ во Владивостоке.

Несмотря на то что импорт газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона преимущественно осуществлялся морским транспортом, мы способствуем развитию трубопроводной инфраструктуры в регионе, реализуя «контракт века» — строительство газопровода «Сила Сибири» для поставок российского газа в Китай в течение 30 лет начиная с декабря 2019 г.

В активную стадию перешло строительство одного из крупнейших газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) мира и одновременно будущего мирового лидера по производству гелия - Амурского ГПЗ.

Перечисленные инфраструктурные проекты ПАО «Газпром» открывают новые возможности для развития взаимовыгодного сотрудничества с нашими партнерами и вносят большой вклад в мировую энергетическую безопасность.

Обеспечение высокого уровня производственной безопасности (ПБ) ПАО «Газпром» – это достижение состояния, при котором возможность причинения ущерба людям, имуществу, окружающей среде минимизирована до допустимого уровня и сохраняется на этом уровне посредством постоянного процесса выявления и управления факторами риска производственной деятельности.

В целом ПБ на объектах ПАО «Газпром» поддерживается на достаточно высоком уровне. Однако анализ итогов производственной деятельности за 2016 г. показывает, что определенная доля достаточно редких несчастных случаев на объектах ПАО «Газпром» обусловлена неприятием мер личной безопасности, неудовлетворительной организацией производства работ, неудовлетворительным содержанием рабочих мест, а также нарушениями трудовой и производственной дисциплины.

Несмотря на большое число запланированных и реализованных мероприятий в области ПБ, инструкций, обучающих курсов, нормативных требований, пока не удалось достичь «нулевого уровня» несчастных случаев, в том числе со смертельным исходом.

В 2017 г. ПАО «Газпром» утвердило Стратегию развития системы управления производственной безопасностью ПАО «Газпром» на период до 2020 г. [1]. Одной из важнейших стратегических задач Стратегии является достижение высокого уровня корпоративной культуры ПБ в Обществе.

Понятие «культура безопасности» (КБ) как элемент общей организационной культуры появилось относительно недавно. В 1986 г. в ходе анализа причин и последствий Чернобыльской аварии, проведенного Международным агентством по атомной энергии (МАГАТЭ), было признано, что одной из причин трагедии явилось именно отсутствие КБ. Консультативная группа пришла к выводу, что причины аварии в Чернобыле кроются в человеческом факторе и на всех действующих АЭС необходимо создать и поддерживать КБ в сочетании с необходимыми мерами по укреплению дисциплины. С этого момента была выпущена серия стандартов по развитию методологии КБ на предприятиях атомной энергетики.

В настоящее время термин «культура безопасности» не имеет четкой спецификации по определенным отраслям промышленности и производства. Анализ существующих дефиниций [2–7] позволяет в качестве рабочего определения термина «культура производственной безопасности» (КПБ) в нефтегазовой сфере понимать квалификационную и психологическую подготовленность всех лиц, при которой обеспечение ПБ, составляющими которой являются охрана труда, промышленная, пожарная и экологическая безопасность, объектов нефтегазовой отрасли является приоритетной целью и внутренней потребностью, приводящей к осознанию личной ответственности и к самоконтролю при выполнении всех работ.

Формирование, внедрение, поддержание и развитие КБ происходят поэтапно и, в соответствии с рекомендациями Международной ассоциации производителей нефти и газа (IOGP), проходят пять этапов: начальный, реактивный, прогнозируемый, проактивный и креативный, характеризующиеся определенным набором свойств и показателей [8]. Анализ корректности развития и перехода на каждый последующий этап необходимо проводить с учетом достигнутого уровня КБ.

Для определения текущего уровня КПБ в ПАО «Газпром» было проведено экспресс-анкетирование представителей среднего руководящего звена (главные инженеры, начальники служб). Анкета была разработана в ООО «НИИгазэкономика» с использованием подходов, рекомендованных МАГАТЭ, а также лучших мировых практик нефтегазового сектора. Анкета включает оценку уровня зрелости КПБ по следующим группам показателей:

• заинтересованность руководства в распространении информации о ПБ;

• уровень ответственности работников и проявление заботы о коллегах;

• вознаграждение за достижение высоких показателей по ПБ;

• отчет, расследование и анализ происшествий, несчастных случаев;

• отчеты об опасностях и опасных действиях;

• контроль вопросов ПБ;

• управление субподрядчиками;

• компетенции/обучение;

• совещания, касающиеся вопросов ПБ;

• системы обеспечения безопасности производства работ (наряд - допуск, анализ безопасности работ, инструктаж перед началом работ).

На рисунке представлена гистограмма распределения оценки уровня зрелости КПБ по 5‑балльной шкале, построенной по результатам обработки всех анализируемых анкет.

Также была выполнена оценка среднего значения уровня КПБ по всем анкетам, причем предполагалось, что оценка от 1 до 2 соответствует начальному уровню КПБ, от 2 до 3 – реактивному уровню и т. д. Характерно, что диапазон оценок уровня КПБ по результатам анкетирования достаточно широк: от 2 (реактивный уровень) до 4,5 (проактивный уровень). Средняя оценка по результатам анализа анкет всех участников составила 3,2, что в основном соответствует проактивному уровню зрелости КПБ. Следует отметить, что данная оценка подтверждает предварительную оценку уровня зрелости КПБ в целом по ПАО «Газпром», приведенную в [1].

Анализ анкет показал, что существует группа показателей КПБ, для которых характерны наиболее низкие оценки. В связи с этим можно выделить группу первоочередных проблем, по которым в ближайшее время необходимо принять управленческие решения (группа 1). К данной группе относятся следующие проблемы:

• недостаточный уровень мотивации за высокие показатели по ПБ, акцент на наказания за нарушение;

• недостаточно проработанный вопрос управления субподрядными организациями в области безопасности;

• ретроактивное внимание руководства к необходимости обеспечения безопасности (после наступления происшествия);

• формальный характер обучения работников в области безопасности без учета стиля вовлечения (отсутствие заинтересованности в прогнозировании и предотвращении рисков).

Ко второй группе по степени актуальности повышения КПБ следует отнести недостаточную заинтересованность (приверженность) руководства дочерних обществ (ДО) в предотвращении развития проблем безопасности, а также недостаточный уровень личной ответственности за безопасное поведение.

Таким образом, для улучшения уровня КПБ в ПАО «Газпром» необходимо:

• организовать мониторинг уровня КПБ, прежде всего по направлениям, получившим минимальные оценки в ходе анкетирования;

• детально проработать вопросы, связанные с ответственностью работников в области безопасности;

• усовершенствовать систему вознаграждения за высокие показатели по ПБ, акцентировать внимание на поощрении, а не на наказании;

• разработать требования по допуску и контролю ПБ при проведении работ подрядными организациями на объектах ПАО «Газпром»;

• повысить приверженность руководства к развитию КБ на всех уровнях;

• активно использовать профессиональные стандарты для повышения качества вовлечения работников в процесс формирования КБ.

Также необходимо отметить, что для проведения комплексной оценки уровня зрелости КПБ ПАО «Газпром» необходимо поэтапно провести диагностику всех элементов системы управления ПБ на объектах ПАО «Газпром». Данные мероприятия целесообразно закрепить посредством создания инструмента (методики, нормативные документы) по определению уровня КПБ, включая:

• определение состава показателей КПБ (как количественных, так и качественных);

• формирование анкет для оценки КПБ для всех групп работников (топ-менеджмента, руководителей подразделений, рабочих и специалистов) с использованием качественных показателей;

• формирование необходимых критериев по визуальному анализу состояния КПБ дочерних обществ (ДО);

• анализ состояния документационного обеспечения КПБ ДО;

• комплексную оценку результатов визуального обзора с целью определения уровня КПБ ДО, документарной проверки, а также результатов анкетирования для определения уровня КПБ ДО.

По результатам проведенной работы можно сделать следующие выводы:

• ввиду существенного различия результатов оценки уровня зрелости КПБ в ДО необходимо формирование единых требований к КПБ компаний ПАО «Газпром»;

• для всесторонней оценки уровня КПБ ПАО «Газпром» необходимо создать систему мониторинга, позволяющую определить текущее положение различных ДО по отношению к определенному уровню КПБ, а также составить перечень мероприятий, направленных на устранение негативных факторов и повышение уровня КПБ;

• целесообразна реализация краткосрочного «пилотного проекта» по мониторингу и развитию КБ на базе одного или нескольких ДО. 

Жизненный цикл каждого разрабатываемого нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ), уникального по своим геологическим, геофизическим, природным и прочим характеристикам, составляет не менее 40 лет. Для удовлетворения растущей потребности в природном газе и компенсации падения добычи на старых месторождениях осуществляется их доразведка для уточнения запасов, а также последовательный ввод в эксплуатацию новых месторождений и месторож-дений-сателлитов. Проекты всех вновь вводимых месторождений непременно соответствуют передовому уровню техники и технологий на момент выдачи задания на проектирование их обустройства. Эти условия, с учетом всех возможных корректировок, известны владельцу лицензионного участка и оператору по разработке [1].

Известна последовательность ввода в эксплуатацию месторож-дений Обско-Тазовской губы и Гыданского п-ова, сроки которого еще будут уточняться. Схема их расположения показана на рис. 1.

По планам развития ООО «Газпром добыча Ямбург» на среднесрочный период предполагается экспансия с Ямбурга на северо-восток c последовательным освоением семи офшорных месторождений: Каменномысское-море, Северо-Каменномысского, Обского, Чугорьяхинского, Семаковского, Антипаютинского и Тота-Яхинского, а также находящейся на суше группы Парусовых месторождений. Схема освоения проработана достаточно подробно, чтобы использовать и развить уже имеющуюся инфраструктуру, созданную при обустройстве и эксплуатации Ямбургского НГКМ.

Из перечисленных месторождений Каменномысское-море является наиболее крупным по запасам газа (535 млрд м³). Разработку месторождения планируется осуществлять четырьмя кустами наклонно-направленных скважин – основным (20 скважин) и тремя сателлитами (два куста по 8 скважин и один куст из 6 скважин). Схема их расположения показана на рис. 2.

Годовой уровень отбора газа принят в размере 15 млрд м³. Период постоянной добычи – 13 лет. На начальном этапе разработку месторождения планируется вести центральным кустом, совмещенным с установкой предварительной подготовки газа (УППГ), обеспечивающей транспортировку газа до береговой инфраструктуры промыслов Ямбурга.

Кусты-сателлиты скважин планируется вводить на 8-, 10- и 13‑й годы разработки месторождения. Расстояние до ближайшего к платформе куста невелико, поэтому добываемый им флюид по шлейфу будет поступать непосредственно на УППГ промысла. Два других куста будут подавать добываемый флюид по шлейфу на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), расположенную на берегу [2].

ГЕОЭКОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНОГЕННЫЕ ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В РАЙОНЕ ЯМБУРГА

Освоение офшорных месторож-дений в условиях Обско-Тазовской губы имеет ряд сложностей, связанных с природно-климатическими и экологическими ограничениями, прежде всего с тем, что в этом районе глубины Обской губы изменяются от 7 до 17 м.

Но самая большая проблема – мощные ледовые поля, толщина которых может достигать 2,5 м. При этом лед Обской губы – пресный, и его прочность на сжатие в 3 раза выше, чем морского льда. Суточные приливы и отливы приводят к появлению трещин и постоянным подвижкам ледовых полей даже в наиболее холодные зимние месяцы. Скорость подвижек может доходить до 5 см/с. Это приводит к образованию стамух (смерзшихся нагромождений обломков льда), которые пропахивают дно до 1,5 м в глубину.

Кроме этого освоение месторождений осложняют:

• суровый арктический климат с температурой наиболее холодной пятидневки до –47 оC;

• короткий период навигации (три месяца: с июля по сентябрь);

• невозможность работы плавучих буровых установок и судов класса «река – море», имеющих большую осадку, а также доставки до места строительства крупнотоннажных блоков стационарных платформ гравитационного типа из‑за малых глубин акватории;

• неустойчивые илистые грунты дна с толщиной отложений 13–15 м и низкой несущей способностью.

Эта совокупность природных факторов и ряд специально проведенных исследований легли в основу определения принципа освоения месторождений в акватории Обско-Тазовской губы с использованием ледостойких платформ и блок-кондукторов, устанавливаемых на свайные фундаменты. Также учитывалась возможность размещения части технологических объектов добычного комплекса на берегу.

Наиболее сложной задачей при таком подходе является защита платформы и блок-кондукторов от воздействия ледяных полей. Для ее решения были рассмотрены варианты применения искусственных островных сооружений, гравитационной железобетонной платформы, ледостойкой платформы на свайном основании, подводных добычных комплексов.

С учетом отсутствия в непосредственной близости каменных карьеров, слабых грунтов основания, потенциала значительного загрязнения акватории во время строительства островов и опасности воздействия стамух на оборудование выбор пал на ледостойкие платформы и блок-кондукторы.

Ко всему прочему появились и ранее неизвестные геоэкологические проблемы. В 2014–2017 гг. на полуостровах Ямале и Гыданском обнаружено 12 гигантских кратеров (воронок) газовых выбросов. Пять из них наиболее хорошо изучены с привлечением институтов РАН. Первый и наиболее известный кратер С1 (рис. 3) образовался в марте 2014 г. [3].

Он имел внутренний и внешний диаметры около 25 и 37 м, а глубину от края бруствера до уровня воды 35 м и около 40–42 м до дна (и это с учетом выпадения части породы на дно). Кратер расположен в 3,5 км от газопровода высокого давления «Бованенково – Ухта». Другой кратер, С9, обнаруженный в 2015 г., располагается всего в 1,5 км от железной дороги. Сейчас кратеры полностью заполнились водой и превратились в озера округлой формы, которых на Ямале сотни. Последний на сегодняшний день, двенадцатый кратер образовался 28 июля 2017 г. на р. Сеяха с выбросом и взрывом газа. Его фотография представлена на рис. 3 справа, вверху. Размеры этого кратера практически такие же, что и у первого, но р. Сеяха сразу же его заполнила, и все измерения производились эхолотом.

В числе указанных кратеров выявлен и кратер, располагающийся вблизи Антипаютинского месторождения, которое предстоит обустроить и эксплуатировать ООО «Газпром добыча Ямбург». Следовательно, есть риск появления такого кратера и на лицензионных участках месторождений. Естественно, возникает вопрос: возможно ли своевременное выявление и предупреждение таких явлений?

Анализ космических снимков, проведенный в Институте проблем нефти и газа РАН, однозначно показал, что один из потенциальных методов своевременного обнаружения таких явлений связан с тем, что кратеры образовались на месте бугров пучения (булгуннях, или pingo). Пример, подтверждающий потенциал такого подхода к выявлению и исследованию пока практически не изученных подобных явлений, представлен на рис. 4.

Кроме наземных кратеров на п-ове Ямал экспедиционные исследования, организованные Администрацией ЯНАО и Институтом проблем нефти и газа РАН, а также анализ космоснимков выявили более 150 озер, в мелководной части которых хорошо видны многочисленные подводные кратеры газовых выбросов – покмарки, нередко с брустверами выброшенной породы. И все это в условиях распространения многолетнемерзлых грунтов.

Многолетняя мерзлота занимает на территории РФ гигантскую площадь. В Западной Сибири свойства грунтов в мерзлом и оттаявшем состоянии различаются радикально (в растепленном состоянии они полностью теряют несущую способность). Все лицензионные участки месторождений ООО «Газпром добыча Ямбург» располагаются именно на таких грунтах мощностью более 300 м. Их среднегодовая температура изменяется от –3 до –5 °C.

Строительство зданий и сооружений в таких условиях допускается нормативами лишь при использовании грунтов основания в мерзлом состоянии, сохраняемом в течение всего жизненного цикла возводимых и эксплуатируемых объектов.

С учетом этого и других факторов воздействия созданы модели и карты с оценкой риска разрушения зданий и сооружений, возводимых на таких территориях. В частности, рассматриваются риски, связанные с так называемым глобальным потеплением климата Земли. Как климат будет меняться в долгосрочной перспективе, пока никто точно сказать не может. Однако в пределах жизни трех поколений изменения происходят достаточно заметные, хотя и укладывающиеся в известные науке рамки, но дающие повод как для определенных размышлений и спекуляций, так и для постановки и решения вполне конкретных задач.

Это связано с тем, что период такой продолжительности является и сроком освоения большинства НГКМ. Следовательно, при проектировании, обустройстве и эксплуатации месторождений в обязательном порядке необходимо учитывать все возможные вариации климатических условий и их влияние на многолетнюю мерзлоту, газопромысловые объекты и технологии.

Наиболее опасными процессами и явлениями в криолитозоне России, способными привести к возникновению серьезных аварийных ситуаций, считаются пучение и осадка свайных фундаментов, образование бугров пучения с деформирующим воздействием на инженерные сооружения. Основным условием пучения грунтов служит превышение общего объема замерзшей и незамерзшей воды, аккумулированной в массиве промерзшего грунта. Пучение грунта не будет наблюдаться, если объем свободных от воды пор будет равен или превысит приращение объема замерзшей воды.

Такой процесс образования бугров пучения в корне отличается от путей образования газовых кратеров, который пока недостаточно изучен и существует лишь в виде достаточно противоречивых гипотез.

Бугры пучения и деформации свайных фундаментов различной амплитуды фиксируются после таяния снежного покрова на многих площадках Ямбургского месторождения. Яркий пример – неоднократное появление бугров пучения в районе агрегатов воздушного охлаждения (АВО) газа I очереди дожимной компрессорной станции УКПГ-1В. В 2009 г. бугор пучения, показанный на рис. 5, кровельной частью упирался в коллектор АВО газа DN1000 высокого давления и мог стать причиной возникновения серьезной аварийной ситуации [4].

Деформирующие нагрузки были ликвидированы благодаря своевременному бурению разгрузочных скважин в сводовой и присводовой частях образовавшегося гидролакколита. При вскрытии вершинной части бугра наблюдалось интенсивное фонтанирование вод напорного надмерзлотного горизонта. При оттаивании сезонно-мерзлого слоя в летний период поверхность бугра пучения нивелировалась процессами оседания, принимая начальное (горизонтальное) положение.

Обобщая потенциальные воздействия негативных инженерно-геологических процессов и явлений на объекты Ямбурга с учетом ряда объективных факторов, можно перечислить основные риски их проявления, в числе которых:

• пучение и осадка свайных фундаментов сооружений, часто с отрывом сварных соединений ригелей;

• повышение геотемпературного поля оснований;

• понижение кровли многолетней мерзлоты;

• потеря устойчивости свайных фундаментов;

• деформация свайных фундаментов;

• прямое воздействие бугров пучения на здания и сооружения и т. д.

Следствием воздействия перечисленных факторов являются риски возникновения аварийных ситуаций на трубопроводах, аппаратах и агрегатах, находящихся под высоким давлением.

Для исключения развития такой ситуации Лаборатория мерзлоты Инженерно-технического центра (ИТЦ) осуществляет регулярные режимные измерения температур грунтов и других параметров. Маркшейдерская служба контролирует вертикальные и горизонтальные подвижки свайных фундаментов. Все это является основой для построения карт мощностей сезонно-мерзлого (сезонно-талого) слоя и ежегодных геотемпературных срезов по фактическим результатам геотехнического мониторинга. Строятся карты пространственной визуализации параметров верха криолитозоны, позволяющие спрогнозировать развитие криогенного пучения, а значит, и своевременно устранить криогенные напоры в гидродинамической системе.

Опираясь на результаты всех экспериментальных исследований, специалисты ИТЦ Общества для разгрузки надмерзлотного водоносного горизонта разработали достаточно простую и эффективную инновационную технологию с применением гидрогеологических разгрузочных трубок, устанавливаемых в летний период в существующие гидрогеологические колодцы [5].

В зимние периоды разгрузка потенциальных бугров пучения осуществлялась путем вскрытия гидрогеологических разгрузочных трубок (в заданный момент снимается верхняя пробка трубки и выбивается ее нижняя пробка, находящаяся в горизонте ниже глубины промерзания). Экспериментальные работы ведутся с 2010 г., с середины и до конца каждого зимнего периода. После таяния снежного покрова проводится плановое обследование оснований и фундаментов зданий и сооружений. В настоящее время отсутствуют какие‑либо признаки криогенного пучения грунтов. Не зафиксированы новые деформации свайных фундаментов, отсутствуют приращения деформаций, наблюдавшихся до 2010 г. Эффективность метода сразу же потребовала проектирования и возведения дополнительных гидрогеологических колодцев.

Более того, по данным режимных геотемпературных наблюдений, с 2010 г. зафиксирована динамика понижения средней температуры многолетней мерзлоты, а это говорит о техногенной стабилизации геотехнической системы. И этому есть достаточно простое физическое объяснение. Удаление определенных объемов незамерзшей воды при разгрузке надмерзлотного водоносного горизонта сопровождается удалением из него тепла, которое выделилось бы при замерзании этой воды. 

РЕШЕНИЕ ПРОБЛЕМ КОСМИЧЕСКОЙ ПОГОДЫ И ПРЕЦИОЗНОЙ НАВИГАЦИИ С ПОМОЩЬЮ КОСМИЧЕСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ

Космическую погоду определяют активность Солнца и посылаемый им в сторону Земли ветер. Наиболее ярко все связанные с этим эффекты, схематично представленные на рис. 6 [6], проявляются в зоне полярных сияний (в авроральном овале).

При этом максимум таких эффектов в ЯНАО приходится как раз на северную часть Ямала и Гыдана. Индуцируемый при этом в ионосфере ток достигает 1 млн А! Это и потенциальные сбои в работе автоматики, и нарушение радиосвязи, и проблемы с линиями электропередач. Пример тому – известные катастрофы электроснабжения в Нью-Йорке и Торонто. А такие эффекты необходимо предупреждать, поскольку они теперь вполне предсказуемы благодаря современным космическим технологиям наблюдения за активностью Солнца. Так что контроль космической погоды приносит немалую пользу.

Рассмотрим еще одну проблему – прецизионной навигации при наклонно-направленном бурении стволов скважин на Крайнем Севере, когда необходимо попасть в заданную точку с высокой точностью. Инерционные системы навигации, используемые российскими буровыми компаниями, здесь не очень эффективны – слишком грубые (хотя при освоении крупных месторождений и месторождений-гигантов этой точности, как правило, хватает). Поэтому в мире сейчас при наклонно-направленном бурении ориентируются по магнитному полю Земли, а оно, особенно на Севере, все время меняется, реагируя на космическую погоду. Следовательно, нужно уметь учитывать эти изменения, что делают, например, в Норвегии, где вблизи каждой морской добывающей платформы стоит магнитометр, тогда как на весь ЯНАО – лишь три магнитометра (рис. 7).

При освоении средних и более мелких месторождений у буровых компаний России также возникнут проблемы повышения точности направленного бурения, т. е. понадобится навигационная аппаратура следующего поколения. Возникнет дилемма: покупать ее у западных фирм в условиях санкций или разработать российскую альтернативу, превосходящую западный аналог. Мастерские ряда институтов РАН могут в небольших количествах производить такую аппаратуру, и все необходимое для этого у них уже есть. Нужно лишь вовремя организовать эту работу.

Существуют также проблемы миграции газа по заколонному пространству стволов скважин и по слоям многолетней мерзлоты – эта одна из очень серьезных задач, которая не имеет однозначного решения и требует проведения специальных исследований с привлечением институтов РАН, как изучающих геологию, так и связанных с космическими технологиями [7, 8].

Трубы HIPER с высокой деформационной способностью при сжатии или изгибе используются во всем мире для обеспечения целостности трубопроводов в сложных условиях: в сейсмических зонах, зонах разломов, на обводненных почвах, неустойчивых склонах, в горных районах и районах с низкими температурами.

Высокая деформационная способность труб HIPER также послужила основанием для их использования при изготовлении криволинейных отводов методом холодного гнутья, в результате чего был достигнут больший угол изгиба, чем при использовании стандартных труб. Холодное гнутье на угол 12 град. выполнялось с использованием труб HIPER Х65 ∅ 610 мм и длиной 12 м. В процессе изготовления отводов способом холодного гнутья была отмечена хорошая обрабатываемость труб HIPER и не было выявлено повреждающих локальных деформаций, таких как смятие корпуса трубы на изгибах.

В отличие от труб Х65 ∅ 610 мм напряженно-деформированное состояние труб HIPER Х70 ∅ 1420 мм при холодном гнутье исследовалось с помощью математического моделирования. Модель напряженно-деформированного состояния трубы при холодном изгибе была разработана на основе сравнения результатов, полученных при помощи анализа методом конечных элементов, и данных измерений, полученных при холодном гнутье трубы HIPER X65  ∅  610 мм. Поведение труб HIPER ∅ 1420 мм при холодной гибке исследовалось посредством анализа методом конечных элементов. Результаты показали, что трубы HIPER ∅ 1420 мм могут применяться для изготовления отводов холодного гнутья с большим углом изгиба. Экономическая эффективность была рассчитана на примере гипотетического маршрута трубопровода и позволила сделать вывод, что за счет увеличения общего угла сгиба число операций холодного гнутья может быть сокращено, что приведет к снижению общих затрат на строительство и транспортировку.

СВОЙСТВА ПРИ РАСТЯЖЕНИИ

Сравнительная характеристика свойств при растяжении труб HIPER и стандартных труб в общем виде представлена на рис. 1. Для труб HIPER с высокой деформационной способностью характерна пологая кривая «напряжение – деформация», которая выражена с помощью коэффициента упрочнения σ2.0/σ1.0. Кривая «напряжение – деформация» стандартной трубы имеет площадку текучести.

ДЕФОРМАЦИОННАЯ СПОСОБНОСТЬ ПРИ ИЗГИБЕ

Сравнение деформационной способности при изгибе труб HIPER и стандартных труб представлено на рис. 2. Деформационная способность при гибке труб HIPER выше, чем стандартных труб, что подтверждается формой кривой «напряжение – деформация».

ИЗГОТОВЛЕНИЕ ОТВОДОВ СПОСОБОМ ХОЛОДНОГО ГНУТЬЯ ИЗ ТРУБ HIPER ∅ 610 ММ

На рис. 3 представлены трубогибочный станок и труба HIPER ∅ 610 мм (24 дюйма), подготовленная к выполнению гибки. На рис. 4 слева показан процесс холодного гнутья трубы HIPER с общим углом изгиба 12 град., а справа – внутренняя поверхность трубы, причем вид внутренней поверхности подтверждает отсутствие повреждающих локальных деформаций. На одной из труб HIPER были закреплены тензодатчики (рис. 5), образовавшие линию на поверхности корпуса трубы, где было снято антикоррозийное покрытие. Во время процесса гнутья тензодатчики измеряли фактические продольныедеформации по телу трубы для последующего их сравнения с данными, полученными моделированием методом конечных элементов.

АНАЛИЗ МЕТОДОМ КОНЕЧНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ (FEA)

На рис. 6 представлена конечно-элементная модель, где трубогиб состоит из матрицы, жесткой задней части, прикрепляемого полоза и сердечника. Труба HIPER моделируется по четырехточечным элементам корпуса. Кривая «напряжение – деформация» трубы HIPER Х65, представленная на рис. 7, была использована при анализе методом конечных элементов. Продольные деформации, измеренные тензодатчиками и рассчитанные методом конечных элементов, сопоставлены на рис. 8, где распределение продольной деформации было получено при максимальной нагрузке и на этапах разгрузки с углами гиба в 2,7 и 1 град., соответственно. Рисунок показывает, что результаты расчетов, выполненных методом конечных элементов, полностью соответствуют данным замеров в областях сжатия и растяжения.

Прочностные характеристики стандартных труб использовались для расчета распределения продольной деформации при пиковой нагрузке и на этапах разгрузки с углами изгиба 2,7 и 1 град., соответственно, как показано на рис. 9. При сравнении двух диаграмм на рис. 9 очевидно, что значения деформации стандартных труб, как правило, больше аналогичных значений для труб HIPER. На кривой распределения продольной деформации при сжатии стандартной трубы наблюдаются колебания, означающие появление гофра.

На рис. 10 сравниваются кривые распределения продольной деформации труб HIPER и стандартных труб на этапе пиковой нагрузки. Максимальные значения деформации при сжатии у труб HIPER и стандартных труб составляют –1,562 и –2,226  %, соответственно. Следовательно, деформация при сжатии у стандартной трубы, как правило, выше, чем у труб HIPER. Кроме того, области накопления деформаций у стандартной трубы явно больше, чем у труб HIPER.

ПРОФИЛЬ ОТВОДОВ ХОЛОДНОГО ИЗГИБА

Профиль поверхности отвода измерялся с помощью лазерного датчика, показанного в левой верхней части рис. 11. Отклонения между полученным профилем и идеальной окружностью вдоль внутренней и внешней поверхностей были рассчитаны, как показано на рис. 11, на котором видно, что абсолютные значения отклонений составляют менее 1,0 мм.

СРАВНЕНИЕ ХОЛОДНОГО ИЗГИБА ТРУБ HIPER X70 И СТАНДАРТНЫХ ТРУБ

Для моделирования деформаций труб HIPER Х70 ∅ 1420 мм во время холодной гибки был проведен серийный анализ методом конечных элементов. Распределение продольной деформации по стандартной трубе и трубе HIPER отражено на рис. 12. Данные показывают состояние при пиковой нагрузке и на этапах разгрузки, а общий угол изгиба составляет 0,5 и 0,8 град.

Как показано на рис. 12, область распределения продольной деформации по стандартной трубе больше, чем на трубах HIPER, при общем угле изгиба 0,5 и 0,8 град. Максимальная продольная деформация при сжатии для стандартных труб на этапе пиковой нагрузки с общим углом изгиба 0,5 град. более чем в 2 раза превышает показатели труб HIPER. Почти та же тенденция прослеживается по отношению к максимальной продольной деформации при сжатии для стандартной трубы на этапе пиковой нагрузки с общим углом изгиба 0,8 град.

Распределение продольной деформации по телу труб серии Х70 ∅ 1420 мм для стандартных труб и труб HIPER представлено на рис. 13. Продольная деформация при сжатии у стандартных труб имеет тенденцию к распространению на более обширной площади, чем у труб HIPER.

ГИПОТЕТИЧЕСКИЙ ТРУБОПРОВОД

Для оценки экономической эффективности холодного изгиба труб HIPER производились расчеты по маршруту трубопровода, приведенному на рис. 14. Этот гипотетический трубопровод соответствует основной магистрали, пролегающей вблизи аэропорта «Советский» и через центр г. Югорска. Гипотетический трубопровод находится в зоне ∅ 100 км, как показано на рис. 14. Всего в гипотетическом трубопроводе имеются 750 точек смены направления в горизонтальной плоскости, и при его строительстве требуется от 1500 до 1800 операций холодного гнутья.

На рис. 15 представлены графики уменьшения объема работ по холодному изгибу труб ∅ 1420 мм с большим углом гиба. Рис. 15а показывает объем работ по холодному гнутью, предполагающий максимальный общий угол изгиба труб HIPER ∅ 1420 мм и длиной 11,6 м. К примеру, требуется четыре раза выполнить холодное гнутье, если предполагается, что максимальный общий угол изгиба трубы равен 4 град. В то же время, если максимальный угол изгиба трубы будет составлять 8 град., процедуру холодного гнутья потребуется выполнить всего два раза.

На рис. 15в показан объем работ по холодному гнутью при условии максимального общего угла изгиба трубы длиной 11,6 м. Из рисунка видно, что объем работ по холодному гнутью, как правило, уменьшается с увеличением общего угла изгиба трубы. Если нужно выполнить холодное гнутье трубы ∅ 1420 мм с общим углом изгиба 4 град., то для строительства потребуется в общей сложности выполнить процедуру гнутья 1670 раз. Однако если нужно выполнить холодное гнутье трубы ∅ 1420 мм с общим углом изгиба 6 град. с использованием труб HIPER, то процедуру гнутья нужно будет выполнить 1130 раз. Следовательно, использование труб HIPER позволяет снизить затраты на строительство.

ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИССЛЕДОВАНИЙ МОЖНО СДЕЛАТЬ СЛЕДУЮЩИЕ ВЫВОДЫ.

1. Трубы с высокой деформационной способностью HIPER эффективны при изготовлении отводов холодного гнутья с большим общим углом изгиба без возникновения повреждающих локальных деформаций, таких как гофрирование.

2. Конечно-элементная модель состояния труб при холодном гнутье была создана на основе полученных данных при испытаниях труб ∅ 610 мм и может быть применена к трубам большего диаметра.

3.  Холодное гнутье труб с большим общим углом изгиба способствует уменьшению объема работ, а следовательно, и снижению затрат на строительство трубопроводов.

Авторы выражают признательность компании Marubeni Itochu Steel Corporation за советы и помощь в продвижении данной исследовательской программы, а также компании JFE Steel Corporation за разрешение на публикацию этой статьи.

В мире в целом и в России в частности растет потребление энергоресурсов. При этом увеличивается доля неиспользуемых вторичных энергоресурсов, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами от промышленных процессов или при производстве энергии газопоршневыми машинами, а также газовыми турбинами. Создание комбинированных бестопливных и многотопливных теплоэлектростанций позволит увеличить эффективность использования топлива путем рекуперации тепла от дымовых газов топливоиспользующих генерирующих машин или промышленных печей. Кроме того, данное решение позволит утилизировать нестандартные виды топлива, такие как попутно-нефтяной газ, синтез-газы, газы с высоким содержанием серы, низконапорные газы, отходы нефтехимии и нефтепереработки, твердые промышленные и бытовые отходы, отходы деревообработки.

Современный генерирующий объект должен создаваться с учетом использования оборудования и решений, вырабатывающих разные виды энергии.

В качестве примера можно привести традиционную газотурбинную электростанцию (ГТЭС), выбранную одним из наших клиентов как базовая технология для производства энергии. Блоки газотурбинной установки (ГТУ) вырабатывают электроэнергию, используя природный газ. Эта технология характеризуется наличием высокотемпературных выбросов. Потенциал топлива в ГТУ используется не полностью. Для увеличения глубины использования топлива на ГТУ должен быть установлен вторичный турбогенератор, работающий по принципу органического цикла Ренкина, который отбирает тепло от дымовых газов, вырабатывая дополнительно от 20  % установленной мощности ГТУ без дополнительных затрат на топливо. В целях обеспечения резерва и решения задачи многотопливности электростанция оснащается котлами, потребляющими топливо, которое есть у заказчика либо может быть доставлено на площадку в короткие сроки. Электростанция может потреблять бурый и каменный уголь, водоугольные смеси, попутный и природный газы, синтез-газ, отходы деревопереработки и прочие нестандартные виды топлива и отходов. Вырабатываемая котлами тепловая энергия также используется в замкнутом органическом цикле Ренкина, который будет производить электроэнергию для инфраструктуры клиента независимо от режима работы газотурбинной электростанции.

Для объектов нефте- и газодобычи комплектная электростанция может быть поставлена для нужд заказчика еще на нулевом цикле освоения скважины. В момент строительства добывающей скважины на площадку «заходит» буровая компания. В целях обеспечения инфраструктуры, как правило, буровая компания использует дизель-генераторные электростанции или, что реже, электроэнергию из внешней сети. Часто электрификация районов бурения запаздывает, строительство воздушной линии электропередачи сопряжено с высокими затратами. Поэтому бурение начинается от собственной генерации. В этот момент параллельно может происходить строительство первой очереди энергоцентра, включающее поставку и монтаж турбогенератора, работающего на основе органического цикла Ренкина. Тепло от дымовых газов дизельных и/или газопоршневых машин может быть использовано для выработки дополнительной энергии без затрат на дополнительное топливо. Далее наступает очередь поставки котлов на доступном на площадке виде (видах) топлива. Котлы будут выдавать тепло в тот же цикл для выработки электричества. Количество турбогенераторов в этот момент может быть увеличено. При эксплуатации месторождения (или любого другого объекта в нефтегазовом секторе) на смену дизель-генератору буровой компании приходит более совершенная технология для производства энергии. Это могут быть газовые турбины или внешняя сеть. В первом случае турбогенератор остается как утилизатор тепла после ГТЭС, а котлы выводятся в резерв. Во втором случае энергоцентр «котел + турбогенератор» может быть как основным, так и резервным источником энергии для объекта нефтяников или газовиков.