Реформа электроэнергетики - как катализатор рационального недропользования

©Ярославова-Оболенская Наталья Борисовна, урожденная Ярославова (22.2.1960). Экс Годунина (23.10.1981-14.4. 1991). Экс Чистякова (14.4.1991 -10.06.2014). Кандидат технических наук. Я родилась 22 февраля 1960 года в Нефтекамске, Краснокамского района Башкирской АССР

На дату публикации я урожденная Ярославова Наталья Борисовна была Чистякова Наталья Борисовна по фамилии бывшего второго мужа, кандидат технических наук с 1988 года, Первый заместитель Генерального директора ОАО «Тюменская горэлектросеть» по

экономике и финансам

Н.Б.Чистякова, Первый заместитель

Генерального директора

ОАО «Тюменская горэлектросеть» по

экономике и финансам, к.т.н. (спец-ть:

скважинная разработка нефтегазовых

месторождений),

Статья написана в 2002 году

впервые обнародована в 2003 году

на сайте www.astmsu.ru

Стремительный старт реформы электроэнергетики России летом прошлого года, когда на каникулы уходит не только парламент, но и бизнес находится в сонме, скучая об осенней активности, застал врасплох российскую, и особенно, провинциальную промышленность. Многие крупные потребители оказались уже перед фактом создания Администратора Торговой Системы (АТС) – первого из трех основных институтов нового оптового рынка электроэнергии из-за отсутствия эксклюзивной информации и способности к оперативным, организованным и консолидированным действиям. Интересно, что в АТС не оказалось представителей и мастодонтов нефтяного бизнеса, за исключением НК «ЮКОС», хотя, в данном случае, трудно предположить, что их аналитические службы не были достаточно хорошо информированы и не донесли свои аналитические выводы до первых лиц.

Можно предположить, что нефтяники не увидели резона в создании «единого пула» нефтяных компаний для того, чтобы заполучить дополнительные места одного-двух учредителей АТС среди двадцати восьми, что не сделает «погоды», но обозначит претензии на стратегию в «чужом бизнесе». Кроме того, индивидуальные стратегии самих компаний не совпадают, что препятствует их длительной консолидации. И, наконец, нефтяные компании имеют некоторую «фору» при участии в любом реформировании, в т.ч., и в реформировании электроэнергетики России. Это значительные инвестиционные ресурсы, которыми они свободно распоряжаются как частным капиталом; более ранний опыт реорганизаций; большой потенциал лоббирования решений на федеральном уровне; опыт конкурентной борьбы на мировом рынке.

«Осенний марафон» реформирования с попыткой создания Федеральной Сетевой Компании (ФСК), с обсуждением вариантов реорганизации даже таких крупных энергосистем как ОАО «Тюменьэнерго», намерением уйти от работы по прямым договорам вызвал волнения и даже некоторый ажиотаж в нефтяном стане. К активным действиям побуждала и неблагоприятная для нефтяников динамика по сделкам на ФОРЭМ за 2001 год, когда рост цен на электроэнергию составил почти 50 % и замедлился лишь только потому, что достиг «потолка спроса». Такая динамика гарантирует быстрое сближение внутренних цен России с ценами мирового рынка с началом функционирования нового оптового рынка электроэнергии.

Нельзя сказать, что реформа застала нефтяные компании врасплох. ОАО «Сургутнефтегаз» заблаговременно приступил к созданию собственных мощностей, обеспечив часть потребностей компании электроэнергией собственного производства. Хотя не все эксперты согласны с тем, что это экономически наиболее выгодный вариант. Но при оценке выгоды они, вероятно, не сделали поправку на возможные многолетние потери от энергетической зависимости, сопровождающие компании, не имеющие собственные источники энергии. НК «ЮКОС» анонсировало планы вкладывать инвестиции в реконструкцию и модернизацию генераций. В пресс-релизах этой компании много оптимизма и можно ожидать, что НК «ЮКОС» будет заниматься не только производством электроэнергии для собственных нужд, но и станет активным Оператором (в т.ч. оптовым продавцом) на новом энергетическим рынке, на что указывает и её участие в АТС. «Лукойл», среди нефтяных компаний – одна из самых любознательных компаний. Так, например, она принимала наиболее активное участие во всех «круглых столах» КЕРА («Кембридж энерджи рисерч ассошиэтс), проводимых в России. Сейчас подобные «круглые столы» в электроэнергетике для крупных потребителей проводит НПЦ «Благодар». Пусть даже неосуществленное намерение этой компании присутствовать на заседании НПЦ «Благодар» (пока единственной от НК) есть признак того, что компания ещё окончательно не сформулировала свою позицию в отношении участия в капитале генераций и будет, вероятно, работать по нескольким направлениям в т.ч. и осуществляя закупки на оптовом рынке. Не обнародует свою стратегию и ТНК. Наиболее вероятно, что эта компания сделает акцент на эффективных финансовых операциях на вновь создаваемом оптовом рынке электроэнергии и создании специальных финансовых институтов, в том числе, в виде собственной (контролируемой) Независимой Сбытовой Компании (НСК), работающей в альянсе с некоторым банком.

В любом случае, поскольку большинство нефтяных компаний не использовало случай войти в состав АТС, они теперь вынуждены искать для себя «торговую площадку», на которой будут работать при покупке электроэнергии на оптовом рынке, а также при регистрации сделок по прямым договорам (временно отбитым ими в ходе осеннего столкновения «пиар-групп» нефтяников и энергетиков). Таким образом, им необходимо выбрать одного - двух учредителей АТС в качестве потенциальных союзников. Для ТНК таким предполагаемым союзником видится ОАО «Тюменьэнерго» (учредитель АТС) поскольку менеджеры этих компаний уже имеют в своем прошлом взаимодействии успешно завершенные совместные проекты.

Таким образом, нефтяные компании действуют следующим образом:

- осуществляют поиск потенциальных партнеров среди учредителей АТС, для эффективных закупок на оптовом рынке;

- участвуют в создании новых институтов оптового рынка электроэнергии (НСК и пр.), для активных финансовых операций;

- пытаются «сохранять степень свободы» путем создания собственных генераций для обеспечения потребностей компании;

- осуществляют инвестиции в энергетику (генерации), как в прогнозируемо рентабельный бизнес;

- лоббируют сохранение действующей системы долгосрочных прямых договоров, минимизирующих риски и гарантирующих поставку электроэнергии по регулируемым тарифам ниже рыночных цен (т.к. тарифы могут быть близки к себестоимости, а цены вновь создаваемого оптового рынка приближаются к ценам мирового рынка электроэнергии).

В первоначально обнародованной Концепции цена рынка должна была формироваться по законам рынка и составлять некоторую равновесную величину, отражающую объем заявок на продажу и на покупку электроэнергии.

После подключения региональных элит к корректированию положений Концепции реформирования электроэнергетики и выступлений в защиту сохранения перекрестного субсидирования льготных категорий потребителей, возник компромиссный вариант такого субсидирования, проект которого изложен в докладе директора Департамента развития РАО «ЕЭС России» В.В.Дорофеева «Основные положения модели оптового рынка электроэнергии» (от 18 января 2002 г.). Теперь к рыночной базе (равновесной цене), вероятно, будет добавляться надбавка для отчислений в Фонд поддержки социально-значимых потребителей электроэнергии, создаваемый на уровне АТС. Ориентировочный срок действия Фонда – 4 года после запуска новой модели рынка электроэнергии. Помимо этого планируется и инвестиционная надбавка рынка, которая, по всей видимости, будет подобна инвестиционной составляющей в тарифе.

В целом результирующая цена (равновесная цена рынка плюс надбавки) оказывается в этой компромиссной концепции весьма субъективной и в чем-то квазирыночной. Она сохраняет основные недостатки «уходящего тарифа» - составляющие в цене, имеющие признаки налогов, с непрозрачной методикой формирования.

Представляется, что РАО «ЕЭС России» надо было довести до конца «восстание» против перекрестного субсидирования, усилив аргументацию выдвигаемых требований.

Для того чтобы правильно определить надбавку (не в ущерб тем, кто придёт на рынок), надо правильно определить реальное потребление социально-значимых потребителей (а также состав этих социально-значимых потребителей, иначе этих «муниципальных кукушат» наплодят). «Вакханалия» с льготниками или социально значимыми потребителями нисколько не уменьшается со временем и даже усугубляется. Известно, что бюджетные учреждения в некоторых пределах (которые никем не ограничены) имеют право заниматься предпринимательской деятельностью. Масштаб их «коммерции» бурно растет. Фактически весь неприватизированный, привилегированный бизнес «ушел под крышу бюджетных учреждений». Число муниципальных организаций и сектор муниципального бизнеса увеличивается «в геометрической прогрессии». И все они работают на льготном тарифе, т.к. нормативная база даже для государственных учреждений не позволяет практически выделить коммерческое потребление электроэнергии и предъявить промышленный тариф. На муниципальном уровне задача вообще практически не решается. Это не только выталкивает средний и малый бизнес за границы конкуренции, но и разрушает корифеев промышленности.

Прогнозируемая динамика цен на электроэнергию оптового рынка (с учетом надбавок) выглядит следующим образом. После резкого скачка цен начнется их плавное снижение в течение, примерно, 4 лет в связи с развитием конкуренции и, возможно, снижением отчислений в Фонд поддержки социально-значимых потребителей электроэнергии. Однако есть серьёзные основания полагать, что срок в 4 года соблюден, не будет. У всех нас есть наглядный пример того, как постоянно откладываются сроки введения стопроцентной оплаты коммунальных платежей вследствие политических маневров, многостороннего популизма , эгоизма , иллюзий либо искренних убеждений. Кроме того, продлить период высоких цен могут и проценты по кредитам, привлеченным для реконструкции и модернизации.

Надежда на прямые договоры, тариф которых временно спасёт от скачка цен на оптовом рынке, тоже весьма зыбкая. Во-первых, это экономически невыгодно акционерной компании, которую обяжут работать по таким договорам и оставят «за чертой рынка». Во-вторых, регулирование тарифов «переходного периода» весьма скоро может уйти на уровень АТС, а менеджеры этого уровня уже анонсировали повышение тарифов в кратное число раз.

Таким образом, нефтяным компаниям при разработке своих стратегий необходимо исходить из того, что около четырех лет для них будет действовать неблагоприятная динамика цен. Основной задачей станет минимизация затрат на электроэнергию. И это не только задача профессиональной работы на новом оптовом рынке, но и задача снижения реального потребления электроэнергии.

Здесь имеются большие резервы, как по вновь вводимым в эксплуатацию месторождениям, так и по месторождениям, находящимся на поздней стадии разработки. В ходе эксплуатации месторождений мы закачиваем в пласт огромные объемы воды в целях поддержания пластового давления, вытеснения нефти и равномерной выработки пластов, а затем добываем их попутно с нефтью. Каждая тонна закачанной в пласт и добытой воды, требует затрат электроэнергии на работу насосов. Теперь, быть может впервые, нефтяникам придется взглянуть по-новому на применяемые ими системы разработки, с точки зрения их энергоемкости (энергетической затратности, энергетической рациональности). Быть может, иначе увидят они, межскважинную циркуляцию воды и критические значения накопленных водонефтяных факторов, опять же с точки зрения объёма потребляемой электроэнергии.

Как известно, внутриконтурное заводнение впервые было запроектировано на Ромашкинском месторождении. При этом ряды нагнетательных скважин разделяли нефтеносную площадь на отдельные блоки, как правило, полосы различной ширины, в пределах которой размещались 3 или 5 рядов добывающих скважин. Такая система заводнения называлась блоковой. Её основное преимущество перед законтурным заводнением заключается в возможности вести активную разработку всей площади залежи любых размеров. Блоковая система заводнения, обычно трехрядная, имеет широкое распространение на месторождениях России. Несколько позднее в конце 70-х,80-х годов блоковую систему начали преобразовывать в более интенсивную блочно-квадратную (замкнутую) систему разработки.

Не оспаривая достижения отечественной технологии, следует задуматься над тем, почему она не нашла распространения в других нефтедобывающих странах. В США с самого начала и поныне используют площадные ячеистые системы разработки. Можно предположить, что причиной этого является следующее.

В площадных системах расстояния от нагнетательных до добывающих скважин по всей площади в 2-4 раза меньше, чем в блоковых. Следовательно, в блоковых системах изначально заложено перемещение на большие расстояния значительного (до 30 % от объема запасов) объема нефти из внешних зон, примыкающих к нагнетательным рядам, к центральному стягивающему ряду.

Авторам не известны научные работы, в которых обсчитывались бы энергетические, экономические затраты на перемещение нефти, но они, очевидно, весьма значительны. Не по трубам перемещается, перекачивается нефть, а профильтровывается, проталкивается через пористую среду. Стоит ли преодолевать препятствия, которые можно обойти?

Указанные и другие принципы заставляют задуматься о пересмотре своих позиций и более внимательно изучить опыт американских специалистов в части применяемых систем разработки.

Наряду с большими межскважинными расстояниями к необоснованно большому потреблению электроэнергии ведет и межскважинная циркуляция жидкости. В реальных условиях нефтенасыщенный объём залежей промывается крайне неравномерно. Кратность промывки очень быстро наращивается в зонах, прилегающих к нагнетательным скважинам. По мере удаления от них она снижается. Однако это лишь частичная объективная неравномерность промывки. Нередко имеют место случаи, когда при общей сбалансированности закачки воды и обора жидкости по объекту разработки в целом, между отдельными нагнетательными скважинами и ближайшими добывающими скважинами наблюдается циркуляция закачиваемой воды. Кратность промывки в таких зонах во много раз превышает проектную технологически обоснованную величину. Продолжение бесполезной промывки таких зон приводит к наращиванию объемов попутно добываемой воды и завышенному потреблению электроэнергии. Кроме того, высокообводненные скважины, эксплуатирующиеся при нерационально больших величинах накопленного водонефтяного фактора (НВНФ), перехватывают фильтрационные потоки жидкости. В результате этого в зонах отбора, удаленных от линий и очагов нагнетания, воздействие заводнения недостаточно, они слабо промываются водой, степень выработки начальных извлекаемых запасов (НИЗ) здесь ниже, чем в среднем по залежи. Одним из способов контроля за кратностью промывки зон дренирования отдельных добывающих скважин может являться наблюдение и анализ распределения НВНФ по скважинам. Такие наблюдения, проведенные на ряде месторождений Западной Сибири, демонстрируют наличие некоторого граничного значения НВНФ, при достижении которого вопрос о продолжении эксплуатации каждой скважины необходимо решать отдельно. Основой такого решения является анализ данных исследования по установлению источника водопритока, оценка рентабельности отбора высокообводненной продукции при текущем дебите, а также оценка гидродинамики потоков, которая сформируется в пласте после остановки нагнетательной скважины.

Таким образом, нефтяным компаниям в связи с неизбежным ростом цен на электроэнергию придется обратить пристальное внимание на вопросы проектирования разработки месторождений и оперативного регулирования процесса разработки в целях минимизации объемов воды, закачиваемой в пласт и попутно добываемой вместе с нефтью, а также минимизации расстояний «транспорта» объемов жидкости внутри пласта (как воды, так и нефти) при сохранении и даже повышении достигнутых уровней коэффициента нефтеотдачи пластов.

Все материалы раздела «Мировой рынок нефти и газа»