2, 8 марта 2001 г.
Источник: "Деловая неделя " (Казахстан)
Автор: Улболсын Кожантаева
Газовые перспективы
В эволюции XX века едва ли найдется более яркое сравнение, чем отношение к газу. Досадный поначалу дешевый спутник "черного золота", который сгорал в факелах, стали жечь на ТЭЦ для выработки электроэнергии. С изобретением современных технологий, позволяющих получать прочные пластмассы, дизтопливо и другие ценные компоненты, газ обретает все большую значимость и растет в цене. В Европе, по крайней мере, он уже стал инструментом политики. Каковы же перспективы отрасли в Казахстане?
Согласно данным Агентства РК по статистике, около 60% газа у нас используется в секторе энергетики. Его доля здесь выросла с 8,6% в 1985 г. до 11% в 1999 г. в общем объеме природных ресурсов. Хотя использование природного газа для ГРЭС уже вчерашний день. В 1999 г. природный газ на 72% обеспечивался из собственных ресурсов и на 28% импортом из СНГ, который значительно снизился (61% в 1990 г.). При этом надо учесть экономический спад и снижение выработки электроэнергии более чем в два раза. Теперь же с началом подъема в промышленности возрастает и роль газовой отрасли.
Подземные табели о рангах
Три четверти мировой добычи газа сосредоточено в 10 крупнейших странах мира. Лидирующее положение занимают Россия и США - 47,5% мирового объема добычи. Из 71 страны, добывающей газ, РК занимает 33-е место. Разведанных запасов природного газа в Казахстане - 1,8 трлн куб.м, газового конденсата 0,7 млрд тонн. Прогнозные ресурсы на суше и казахстанской части шельфа Каспия оцениваются экспертами в 5,9 трлн куб. м природного газа и 1,6 млрд тонн газового конденсата. Потенциально извлекаемая ценность нефтяных месторождений оценивается в $222.5 млрд. Как видим, цифры весьма обнадеживающие, однако нынешняя экономическая ситуация, а также существовавшая система газоснабжения после распада СССР породили проблемы на юге страны.
Крупнейшие нефтяные месторождения находятся на территории Атырауской области, старейшем нефтегазодобывающем регионе Казахстана. Разведанные запасы промышленной категории - 929,2 млн тонн нефти. Из 75 разрабатывается 39 месторождений, продолжается разведка еще 24-х. На втором месте Мангыстауская область - 66 месторождений. Из них разрабатывается лишь 27. Почти 70% месторождений относится к категории трудноизвлекаемых, что требует значительных капвложений. Среди извлекаемых запасов промышленной категории: газа - 172,3 млрд м3, конденсата - 5,6 млн тонн. Известные месторождения - Узень, Жетыбай, Каламкас, Каражанбас.
Западно-Казахстанская область также богата запасами: из 13 месторождений 7 - нефтегазоконденсатных. Однако углеводородный потенциал области осваивается неактивно: эксплуатируется лишь Карачаганак. Извлекаемые запасы конденсата - 631,3 млн тонн, свободного газа - 1 353 млрд м3. Кроме этого, крупные запасы имеются в Жамбылской и Южно-Казахстанской областях, где разведано шесть мелких и средних месторождений газа со значительным содержанием азота и гелия. Потребление природного газа по областям Казахстана в 1999 году, по данным ЗАО "Интергаз Центральная Азия", составило 4 176 133 тыс. м3 (диаграмма). Закупочная цена газа колеблется в пределах $12 - 40, продажная - $30 - 55 за 1000 куб. м.
Проблемы освоения
Основной объем прогнозных ресурсов связан с глубокозалегающими подсолевыми отложениями Прикаспийской впадины со сложными коллекторскими свойствами пород и характеризуется содержанием сероводорода и углекислого газа в попутном нефтяном газе. При этом более половины прогнозируемых ресурсов располагается в акватории Каспия.
Освоение углеводородов осложнено рядом факторов, решение которых и определяет стратегию развития нефтегазовой отрасли. Основная часть месторождений находится в стадии падающей добычи. Около 50% остаточных запасов относится к трудноизвлекаемым. Поэтому вопрос реабилитации нефтегазодобычи на основных разрабатываемых месторождениях является одним из приоритетных направлений в программе деятельности отрасли на ближайшие сроки. Особенность еще в том, что большинство разрабатываемых месторождений относится к категории мелких. К слову сказать, начало работ на Амангельдинском месторождении воспринимается специалистами неоднозначно. Но и терпение населения южного региона становится все более немыслимым. Естественно, встал вопрос о принятии наиболее верных управленческих решений.
Запасы уникального нефтегазоконденсатного месторождения Карачаганак составляют более 1,3 млрд м3. Как известно, в ноябре 1997 г. было подписано 40-летнее соглашение по Карачаганакскому проекту с участием Agip, British Gas, Texaco, LUKoil. В нем предусмотрен максимальный уровень добычи нефти и газоконденсата в 12 млн тонн в год и газа - в 25 млрд м3. Запланировано также строительство завода по переработке газа. Кроме Карачаганакского к крупнейшим газовым месторождениям относятся Тенгизское - 335.6 млрд м3, Жанажольское -130.6 млрд м3 , Урихтауское - 40.1 млрд м3.
Магистральные газопроводы
Проблемы газовой отрасли Казахстана в целом схожи с нефтяной: основные месторождения находятся на западе, а потребители - на севере и юге. Действующая система магистралей, построенная как часть бывшей общесоюзной газотранспортной системы, в основном обслуживает транзитные потоки природного газа из Средней Азии в европейскую часть России, на Украину и в государства Закавказья.
.Газотранспортная система республики включает три основных магистральных газопровода (таблица). Общая протяженность магистральных газопроводов - более 9 тыс. км. Три подземных хранилища имеют общий объем более 4 млрд куб. м. Газораспределительная сеть высокого, среднего и низкого давления обеспечивает снабжение конечного потребителя природным газом (таблица). Практически они построены 20-30 лет назад, изношены и требуют в ближайшие 5 лет свыше $ 360 млн инвестиций. Кроме того, эти газопроводы строились как участки единой системы СССР и ориентированы на газовый экспорт через территорию России, Украины, Белоруссии. Из-за этого они неравномерно распределены по территории Казахстана. Вследствие недостаточно развитой топологии газопроводов поставки природного газа производятся только в 8 из 14 областей республики.
Импорт природного газа в южные и северные регионы страны сталкивается с достаточно серьезными финансовыми и социальными проблемами. Для их решения казахстанскими специалистами разрабатываются проекты строительства магистральных газопроводов, реализация которых позволила бы решить проблему газификации регионов, испытывающих нужду в природном газе. К числу перспективных относятся проекты строительства по маршрутам: Аксай - Красный Октябрь - Костанай - Кокшетау - Астана. Протяженность - 1,777 км. Предусматривается 11 компрессорных станций. Годовой объем перекачки - 12 млрд м3. Сметная стоимость - более $1 млрд. Предполагается, что со строительством этого газопровода решится проблема с обеспеченностью газом северных и северо-западных регионов республики. Впоследствии планируется продление этого газопровода по следующим направлениям: Астана-Караганда (протяженность 246 км, стоимость $135.5 млн); Кокчетав-Петропавловск (протяженность 196 км, стоимость $105.2 млн)
Существующий трубопровод Бухара-Ташкент-Бишкек-Алматы пересекает территорию Кыргызстана, что осложняет поставки газа в РК из-за несанкционированного отбора газа кыргызскими потребителями. В связи с этим руководство ЗОА "Казтрансгаз" через СМИ заявляло о необходимости строительства перемычки на указанном газопроводе с тем, чтобы он не заходил на территорию сопредельного государства. Протяженность требуемой перемычки около 150 км. Предполагаемая стоимость проекта порядка $100 млн. Проект Шалкар-Ленинск-Кызылорда-Шымкент (протяженность 1,216 км) может решить проблему газоснабжения южного и юго-восточного регионов страны. Проект газопровода от Карачаганака на юг вдоль железнодорожной магистрали Уральск - Ташкент по маршруту Шалкар - Байконыр-Кызылорда-Шымкент. Для осуществления проекта необходимо протянуть ветку протяженностью в 300 км от Карачаганака до Актюбинска. Ориентировочная стоимость участка - $300 млн. Проект газопровода Ишим-Петропавловск-Астана протяженностью 860 км и ориентировочной стоимостью в $ 567 млн.
В принципе, эксперты считают возможным обеспечение всех регионов Казахстана собственным карачаганакским газом. При этом главными проблемами являются значительная удаленность этого месторождения от основных потребителей природного газа на севере и юге Казахстана и отсутствие соединяющего эти регионы магистрального газопровода. Вследствие большой протяженности проекты новых газопроводов весьма капиталоемкие. По предварительным оценкам, их окупаемость составит более 15-20 лет, что в настоящий момент ставит под вопрос целесообразность их строительства. В такой ситуации возникает острая необходимость источников инвестирования из внутренних резервов, каковым может стать экспорт газа.
Перспективы экспорта
Экспортный газовый потенциал РК, по оценкам специалистов, в настоящее время составляет 5 млрд м3 в год, который может быть реализован при условии согласованного выхода к экспортному газопроводу бывшего СССР, находящемуся ныне под контролем РФ. Это - трубопровод "Союз", проходящий транзитом по Северному Казахстану, напрямую или косвенно обеспечивает выход в РФ, Украину, Азербайджан, Армению. Через Украину он транзитом проходит до границы со Словакией. Карачаганакский газ относительно легко может быть доставлен до трубопровода "Союз". Однако механизм доставки природного газа в Европу контролирует РФ. Следовательно, доступ на рынки Европы должен оговариваться соглашением с Россией.
Кроме этого экспертами предусматриваются проекты альтернативного выхода на внешние рынки. В Турцию: а) через Иран или Черное море; б) через Азербайджан и Грузию; в) Россию и Грузию. В Европу через Турцию. В Пакистан и Индию (через Афганистан); в Китай и Японию. Однако существующие политические и экономические ограничения ставят под вопрос жизнеспособность таких проектов в течение нескольких лет. Поэтому, по мнению специалистов, Казахстан должен получить доступ к экспорту газа через территорию России.
***
Еще не успели исчерпаться разведанные запасы, как эксперты заговорили об альтернативных источниках энергии. На загрязняющее атмосферу, дорожающее и невосполнимое сырье в будущем возлагается все меньше надежд. Пока идут лишь эксперименты с солнечной энергией, ветряными станциями и т.д. Активное замещение нефти и газа планируется через 20-30 лет.
Пока это лишь предположения. Газ, как чистое природное топливо, будет использоваться значительно шире. По крайней мере, полстолетия, а может, и меньше, мы будем "жить на газе". За это время нужно добыть, построить сети и заводы, окупить все "с лихвой". Это предполагает и определенную стратегию. Добыча ископаемых энергоносителей - от нефти и природного газа до сланцев и угольного метана - удел нынешнего поколения, утверждают аналитики. Во всяком случае, по утверждениям журнала Economist, ЕС уже задался целью к 2010 г. получать 22,1% потребляемой энергии из альтернативных и возобновляемых источников (гидростанции, солнечные батареи, ветряные генераторы, биогаз, водород, топливные элементы и пр.), а через 50 лет - до 50%.
Тенденции и обеспокоенность
По прогнозам экспертов, на Каспии ожидается, что рост добычи газа в отличие от жидких углеводородов будет продолжаться и после 2020 года. Потенциал роста газодобычи значительный, однако, его реализация будет сильно зависеть от доступа к рынкам потребления, так как внутрирегиональный спрос в ближайшие 10 лет будет существенно ниже добычи. Расширение добычи, конечно, будет зависеть от финансовых ресурсов для строительства экспортных газопроводов и управления техническими и политическими рисками. Если США и Европа, не имеющие новых месторождений, беспокоятся об отсутствии индустрии и инфраструктуры для новых источников энергии, то те, кто имеет богатые запасы нефти и газа, думают о "своей индустрии". И в этом, наверное, все сходство.
Что касается экспорта, то он в основном "по наследству от СССР" осуществляется Россией. Казахстан в транзитных поставках сотрудничает с "дочкой" Газпрома - Итерой. Однако следует обратить внимание на проходящие в Госдуме дискуссии о вступлении в Энергетическую хартию. Наряду с плюсами, Москва опасается минусов, т.к. хартия требует, прежде всего, прямых связей между производителем и потребителем. А это значит, что туркменский и казахстанский газ может "прямиком" идти в Европу и другие рынки без посредника. Если учесть, что этот азиатский газ к тому же по себестоимости добычи в два раза дешевле, то у Газпрома есть основания для беспокойства. Он стремился к заключению долгосрочных контрактов. Полученные с покупателей под поставки $10 млрд уже "съедены". В этом, в принципе, нет ничего зазорного, если они вложены в лицензии на месторождения, трубы и право экспорта. В соответствии с Договором к Энергетической хартии, страны ЕС полностью откроют свои внутренние рынки для независимых поставщиков энергоресурсов. Хотя пробиться туда оказалось не просто. Энергетическая хартия уже оказывает влияние на выработку внутренней стратегии. Например, в Германии, куда попытался проникнуть американский производитель Enron Energie, это вызвало реструктуризацию, его переговоры с коммунальщиками по газу и муниципальными дистрибьюторскими компаниями по электроэнергии пока ничего не дали.
Вместо этого внутренние поставщики энергоресурсов в Германии приобретают в собственность коммунальные службы и за счет этого пытаются сохранить статус-кво. Более 80 процентов генерирующих мощностей в этой стране находятся в руках четырех крупных компаний. Аналогична там и ситуация с газом с доминантой в лице Ruhrgas, которая обеспечивает как поставку газа по магистральным сетям, так и снабжение им конечных потребителей. Вертикальная интеграция в данном случае становится защитой от "варягов". Хотя внутренний монополизм тоже имеет свои нюансы.
При ратификации Договора к хартии Россия должна будет допускать к трубам производителей газа из Туркменистана и Казахстана на тех же условиях, что и "Газпром". Пока она может диктовать тарифы и "перекрыть кислород". В планах Туркмении увеличить добычу газа до 80 млрд куб. м в год. Казахстан активно развивает Карачаганак, который даст до 15 млрд куб. м. На шельфе Каспия также огромные запасы, позволяющие выдать до 30 млрд куб. м газа в год. Все это обеспокоило Госдуму. Ситуация в Казахстане идет в русле мировых тенденций, но она не менее интересна, т.к. его "газовый бум" еще впереди. Прозвучавшее недавно заявление от ЗАО "КазТрансГаз" о создании единой газопроводной системы возможно, добавило кому-то адреналина. Государство решило взять сети в свои руки.
Организму необходимы артерии
Экспертами госкомпании "КазТрансГаз" уже отмечалось, что месторождения углеводородного сырья, в частности газа, неравномерно распределены по территории страны. Добыча сосредоточена в Западном Казахстане, а значительная часть промышленности - в Центральном, Северном и Восточном. Поэтому прирост промышленного потребления газа связывается только с развитием газотранспортной системы. Обусловливающий фактор - планируемый значительный прирост добычи природного и попутного газа на западе Казахстана, а также на шельфе Каспийского моря.
Стратегией развития нефтегазового комплекса страны предусматривается перестройка и развитие всей инфраструктуры, связанной с добычей нефти и газа в этом районе. Строительство новых перерабатывающих заводов, фабрик по производству и ремонту нефтегазового и другого оборудования, транспортных коммуникаций (железных и автомобильных дорог, аэропортов, портов, терминалов) приведет к достаточно высокому приросту потребления энергии, что должно привести к естественному росту. А пока здесь ощутим дефицит электроэнергии. В Уральске и Актюбинске он погашается значительными объемами импорта из России.
В 1990 г. дефицит электроэнергии по Западному Казахстану составлял порядка 6 млрд кВт/ч. Потребление электроэнергии до 1999 г. снизилось до 47%, но с учетом вышесказанного в 2005 году вернется к показателю 1990 года. Таким образом, дефицит электроэнергии в этом регионе в 2005 году может составить 6 млрд кВт/ч. А если же учесть, что энергетические мощности физически и морально устарели, дефицит электроэнергии превысит эту цифру.
Ситуация, по мнению специалистов, не является необратимой. Объем только сжигаемого факельного газа на территории Казахстана исчисляется порядка 4 млрд куб. м, что в пересчете на электроэнергию составляет величину порядка 15 млрд кВт/ч. Таким образом, дефицит в 6 млрд кВт/ч. потенциально закрывается утилизацией попутного газа. Учитывая возможное развитие инфраструктуры промышленно-нефтяного комплекса Западного Казахстана, дефицит электроэнергии может быть закрыт уже к 2005 году. Но только реализацией ряда проектов по утилизации попутного газа для производства электроэнергии на газотурбинных установках.
И тогда бриллиант окажется в оправе
Наиболее дешевые генерирующие мощности, не требующие больших капиталовложений - газотурбинные установки. По расчетам специалистов, при строительстве под ключ 1 кВт/ч. мощности из расчета 400$ - 420$, для производства 6 млрд кВт/ ч. потребуется инвестиций $500 млн. С учетом развития энергостроительной инфраструктуры, возможно значительное удешевление этих проектов. Независимость Западного Казахстана от поставок импортной электроэнергии может базироваться на создании сети газотурбинных установок со средней производительностью, сосредоточенных вблизи месторождений с большим выбросом газа. К таковым относятся Урехтау, Жанажол, Кенкияк, Прорва.
Производство электроэнергии с помощью газотурбинных установок в Актюбинске и Уральске, по мнению экспертов, должно быть основано на использовании действующих газопроводов, проходящих через эти города. Проекты строительства газотурбинных электрических станций связаны с проблемой передачи выработанной электроэнергии, так как Западная зона не входит в единую энергосистему страны. Этот регион работает практически автономно, в режиме работы российских энергосистем Южного Урала и Поволжья.
Развитие генерирующих источников электроэнергии на существующих газовых или нефтяных месторождениях с выбросом газа даст развитие и электрическим сетям. При этом произойдет соединение основных их направлений Западного региона (Уральск, Карачаганак, Актюбинск) с объединенной энергосистемой Казахстана в районе Жетыгары. В этом, кажется, есть изюминка. Потому что по стратегии Института экономических исследований Минэкономики и торговли размещение производительных сил предусматривается на юге и востоке страны, где как раз мало газа и электроэнергии. В последующем, по мнению специалистов, должно пойти развитие линий электропередачи от Актюбинска до Кызылорды с соединением с энергосистемой Центральной и Средней Азии. Такое развитие электрических сетей к рубежу 2010 года даст Казахстану закольцованную объединенную энергосистему. Таким образом, будет возможен переток электроэнергии, выработанной в Западном Казахстане, в другие регионы республики.
Развитие газотранспортной системы Казахстана должно быть неразрывно связано с развитием электрической энергетики Казахстана, в то же время газодобыча и газотранспортная система Казахстана имеет значительно больший потенциал, чем только удовлетворение внутренней энергосистемы.
Юг под системными факторами
Ситуация на юге Казахстана - следствие прежней политики, когда газ шел с юга на север, а наша республика использовалась в основном в качестве транзитной территории. Теперь из-за недостаточной развитости топологии магистральных газопроводов поставки природного газа сюда производятся из Узбекистана. Большие объемы валюты уходят из республиканского оборота. Поставщиками природного газа по Южному региону являются зарубежные компании - Узтрансгаз, Интерпробизнес.
Непосредственное газоснабжение населения и хозяйствующих субъектов происходит по распределительной сети газопроводов высокого, среднего и низкого давления. В результате приватизации она оказалась раздробленной между десятками предприятий различных форм собственности. Проблемы газоснабжения определяются, в основном, именно такой раздробленностью, так как собственники газовых хозяйств во многих случаях оказываются не в состоянии поддерживать необходимый технический уровень и регламент эксплуатации сетей. Зачастую отсутствует строгий учет расхода газа, растут издержки, не достигается необходимый уровень собираемости платежей, ухудшается финансовое состояние.
Обладая недостаточным объемом финансовых ресурсов, новые собственники, как правило, не в состоянии заключать средне- и долгосрочные договоры на поставку газа с производителями и магистральными транспортировщиками. В результате отсутствия общих правил, регламентирующих реализацию газа, сложился непрозрачный и неконкурентный газовый рынок. Все эти обстоятельства ведут к значительному удорожанию газа для потребителей, нарушению регулярности его поставок, созданию аварийных ситуаций на газовых участках.
Выполнив анализ ценообразования на природный газ на примере Южно-Казахстанской области, специалисты пришли к выводу, что доля затрат компаний, занимающихся поставками газа на рынок, в общей сложности составляет 16,5% от общей стоимости газа у потребителя. Эта цифра складывается из затрат компаний на реализацию газа - 3,66 долл. США, курсовой разницы - 3,13 долл. США и потери газа - 3,87 долл. США. Сравнивая эти затраты (10,66 долл. США) с затратами на транспортировку газа по магистральным газопроводам (ЗАО "КазТрансГаз") - 2,94 долл.США и на распределение по низким сетям - 5,05 долл. США, можно сделать вывод, что они многократно завышены. И именно здесь экспертам видится резерв снижения стоимости газа для конечного потребителя или смягчения последствий поднятия цены по газу Узбекистаном.
Потребление газа в Узбекистане имеет ярко выраженный сезонный характер. Экспортные возможности в осенне-зимний период ограничены. Более того, они снизятся в силу объективного роста внутреннего потребления и отсутствия постоянного экспортного рынка в осенне-зимний период, с чем связано ограничение на развитие новых газовых скважин. В ближайшие несколько лет повышение цены узбекского природного газа для казахстанских потребителей будет являться системным фактором. Как уже отмечалось в предыдущем номере, "КазТрансГаз" планирует строительство нового газопровода "Аксай - Красный Октябрь" от Карачаганакского газоконденсатного месторождения до существующего магистрального газопровода "Бухара-Урал", с врезкой в него в районе компрессорной станции Челкар проектируемого магистрального газопровода "Челкар - Ленинск - Кызылорда - Чимкент". Возможно, это один из этапов развития газотранспортной сети Казахстана. Строительство нового магистрального газопровода и использование части существующего позволит решить проблему газоснабжения районов Кызылординской области и части регионов Южно-Казахстанской области, а также позволит соединить западные газодобывающие регионы Казахстана с промышленноразвитыми южными и юго-восточными областями.
В качестве сырьевой базы для газопровода определены поставки с Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения. Объем поставки Карачаганакского газа к 2010 году должен составить 12 млрд м3/год. В качестве дополнительного источника может стать газ от группы месторождений Жанажол в объёме 1,25 млрд м3/год. Однако строительство указанных газопроводов, по мнению экспертов, маловероятно из-за капитальных затрат и небольших объемов потребления тех регионов, куда предполагается подавать газ, что не обеспечит окупаемость проекта в обозримом будущем.
Экологичнские альтернативы Севера
Север и центральные регионы Казахстана имеют свои особенности. Несмотря на наличие множества актуальных задач, первым поручением правительства РК компании "КазТрансГаз" по развитию сети магистральных газопроводов стала разработка проекта подачи российского газа в Астану. И этому есть свои причины. Как уже ранее рассказывала "ДН", в северных регионах и городе Астане в качестве топливно-энергетических ресурсов используются уголь, мазут и сжиженный газ. Использование первых двух видов топлива не отвечает экологическим требованиям. Особенно, как отмечают сами газовики, если учитывать, что одна из северных областей - Кокчетавская - является курортной и заповедной зоной.
Уголь создает экологические проблемы, а использование последних двух экономически невыгодно. Природный газ является наиболее экологичным и технологичным видом энергоресурсов. Этими обстоятельствами диктуется необходимость замены используемого в настоящее время топлива на природный газ. В международной практике уже просматривается тенденция приоритетности использования природного газа в качестве топливно-энергетического сырья, хотя при этом не исключается использование теплоэлектростанций, работающих на угле.
Согласно исследованию авторитетной организации World Coal Institute (Всемирный институт угля - Великобритания), изучающей экономические и экологические перспективы различных видов топлива в США и Западной Европе, предполагаемый ежегодный рост потребления природного газа в теплоэнергетическом комплексе составит в период до 2020 года 3,9%, в то время, как по углю эта цифра не превысит 2,5%. Повсеместное ужесточение экологических требований, связанных с использованием угля, дискриминационные налоги оказывают возрастающее экономическое давление на выбор. Несмотря на то, что мировые цены на уголь ниже, чем на природный газ, такие выводы основываются на следующих факторах: уровень утилизации угля при его переработке с учетом самых современных технологий составит к 2010 году 65%, а по природному газу почти 100%. При использовании угля имеется растущая проблема захоронения отходов; в соответствии с мировыми стандартами, средняя продолжительность строительства установки, использующей уголь для генерации тепловой и электрической энергии, составляет три года, что в два раза больше, чем установки, использующей природный газ. Соответственно значительно выше и стоимость проекта установки, работающей на угле. Стоимость выработки одного кВт для новых угольных теплоэлектростанций составит в 2010 году $0,035. Этот же показатель по природному газу прогнозируется $ 0,027.
Основными предприятиями, входящими в систему теплоэнергообеспечения города Астана, являются ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2. ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 работают, в настоящее время, на угле и на мазуте. Технологический процесс использования угля и мазута на этих ТЭЦ даже приблизительно не соответствует экологическим нормам, действующим в США и странах Западной Европы.
Попытка хоть сколько-нибудь приблизиться к мировым стандартам по обеспечению технологического процесса, минимизирующего выбросы в атмосферу и громадные кладбища зольных отходов, приведут к значительному росту стоимости использования угля и мазута. Поэтому, считают газовики, относительная дешевизна угля не доказывает целесообразности его применения. Особенно с точки зрения долгосрочной перспективы. Реконструкция действующих ТЭЦ в соответствии с принятыми международными стандартами и соблюдение необходимой технологии маловероятны, поскольку это потребует столь значительных валютных инвестиций, что в итоге применение угля станет убыточным.
Проект газификации Астаны рассматривается в качестве приоритетного и выгодного для регионов, через которые пройдет новый магистральный газопровод. Предусматривается, что строительство газопровода позволит решить не только назревшие экологические проблемы - сократить выбросы на 80%. Это будет способствовать возрождению промышленного потенциала, вовлечению квалифицированных специалистов в строительство и эксплуатацию магистрального газопровода. Начнет развиваться и соответствующая инфраструктура. Но пока все это находится в стадии переговоров с ОАО "Газпром". Долгосрочные договоры поставки российского газа в Казахстан, а также использование обменных (СВОП) операций по системе газопроводов "Средняя Азия - Центр".
Несмотря на тенденции в мировом развитии, когда из-за дороговизны нефти стремятся переориентироваться на газ, а в последующем на другие источники энергии, мы живем своими земными проблемами. Необходимо добыть и переработать нефть, утилизируя попутный газ. А западным аналитикам придется больший акцент делать именно на проблемах западного потребителя, где нет источников сырья и не построено новых нефте- и газоперерабатывающих заводов. По всей видимости, их надо строить здесь, в Казахстане.
 


Все замечания и пожелания присылайте по адресу: skv@nefte.ru

ЗАО "Независимое нефтяное обозрение "СКВАЖИНА" (С) 1999 Все права защищены