Основы энергетики. Системы энергоменеджмента

В современном мире энергоэффективность любой организации рассматривается как часть ее социальной ответственности перед обществом. Такой подход, в частности, демонстрирует новый глобальный стандарт ISO 26000:2010 «Руководство по социальной ответственности». Из него следует, что организация, которая стремиться быть социально ответственной, должна осуществлять программы энергоэффективности, чтобы уменьшить энергопотребление зданий, производственных процессов, приборов и электронного оборудования, процесса транспортировки и предоставления услуг. Для этого необходимо идентифицировать источники энергии, воды и других используемых ресурсов, выполнять измерения, записи и вести отчетность в части, касающейся их существенного использования.

Ориентиром в данных вопросах становится новый международный стандарт ISO 50001:2010 «Системы энергоменеджмента – Требования с руководством по использованию». Его публикация планируется на конец 2011 г., однако отечественный ГОСТ Р ИСО появится через 2 - 3 года, не ранее.

Не дожидаясь его официальной публикации и издания национальной версии, крупнейшие российские предприятия – лидеры отечественной металлургической и нефтехимической промышленности уже начали активно готовиться к внедрению системы энергоменеджмента на основе его требований. Это организации, где уже внедрены, как правило, интегрированные друг с другом и сертифицированые системы менеджмента качества (ISO 9001), экологического менеджмента (ISO 14001), менеджмента профессионального здоровья и безопасности (OHSAS 18001).

В объединенной Европе процессы внедрения и последующей сертификации систем энергоменеджмента все больше расширяются. Так, по состоянию на начало 2012 г. европейскими организациями по сертификации (например, Det Norske Veritas, BSI, Lioyd ^,s Register, TUV Nord, TUV Austria, DQS) было выдано 45 сертификатов соответствия на системы энергоменеджмента организациям самых различных секторов экономики. Следует отметить, что в Европе аналогичный стандарт EN 16001:2009 был издан в июле 2009 г. Среди компаний, которые получили сертификаты по этому стандарту, такие как Siemens Ltd (Dublin), Audi (Ingolstadt), Bayer CropScience, LG Electronics India Pvt Ltd, telekom Austria (Vienna).

Система энергоменеджмента – это «набор взаимоувязанных друг с другом и взаимодействующих между собой элементов организаций, опирающихся на энергополитику, энергоцели, процессы и процедуры, и позволяющих достигать этих целей». Поэтому внедрение такой системы – это внедрение в организации совокупности элементов системы, описанных в стандарте ISO 50001.

Первым реальным шагом, которым должно сопровождаться решение высшего руководства о внедрении системы энергоменеджмента, будет назначение им уполномоченного представителя с дополнительными функциями энергоменеджмента. Можно предположить, что на практике ими будут назначаться лица из состава службы главного энергетика. Но не исключен вариант, по которому идут американские компании, вводя должность энергодиректора (Energy Director) и соответственно поднимая статус этой управленческой фигуры.

На самом раннем этапе высшим руководством организации должны быть определены область и границы самой системы энергоменеджмента: будет ли она охватывать все или лишь отдельные подразделения и процессы всей организации. Неизбежно встанет вопрос, реализовывать проект по внедрению системы собственными силами или привлекать аудиторские и/или консалтинговые организации. Наиболее подходящий вариант: совместная рабочая группа.

Фундаментом для внедрения могут стать элементы других систем менеджмента (при их наличии в организации): качества (ISO 9001), экологии (ISO 14001), профессионального здоровья и безопасности (OHSAS 18001), а также уже разработанная ранее документация (рабочие процедуры, оперативные инструкции, стандарты, регламенты, положения, планы, программы). Учитывая, что отдельные элементы системы менеджмента совпадают, может имеет случай, что не придется разрабатывать новые документы, а будет достаточно просто откорректировать действующие.

Используя зарубежный опыт, отечественная практика идет по пути разработки сводного Энергоруководства (Energy Manual) как главного корпоративного стандарта для реализации энергополитики и внедрения системы энергоменеджмента. Его разработка предусмотрена действующим американским стандартом ANSI/MSE 2000:2008 подобно тому, как в рамках внедрения системы менеджмента качества (ISO 9001) в организации разрабатывается руководство по качеству (Quality Manual). Характер таких документов схожий – методический и справочный. Энергоруководство предназначено для обращения к нему со стороны лиц, участвующих во внедрении и последующем функционировании системы энергоменеджмента, а также в ее аудитах (и внутренних, и внешних).

Включение и учет в Энергоруководстве всех элементов системы энергоменеджмента облегчит ее аудит при сличении аудитором того, что требуется стандартом с тем, что организация «прописала для себя как руководство к действию». Поэтому, как и Руководство по качеству, Энергоруководство будет также носить уникальный характер для каждой организации.

Стандарт ISO 50001 будет формировать лишь требования, то есть «то, что должно быть», а из Энергоруководства должно следовать «как это сделано» в организации. Поэтому оно должно описывать элементы деятельности организации, с помощью или посредством которых она обеспечивает (или намерена обеспечивать) выполнение требований ISO 50001, а также какой персонал вовлечен в эту деятельность.

Энергоруководство будет давать ссылки на иные корпоративные стандарты, регламентирующие различные процедуры, в частности, энергопланирования, обеспечения необходимого уровня компетентности персонала, управления документацией, работы с фактическими и потенциальными несоответствиями, а также по принятию предупреждающих и корректирующих действий. Высшее руководство организации должно будет гарантировать доступность Энергоруководства для любого заинтересованного лица, но выполнение его норм не будет заменять безусловного соблюдения законодательных требований (прежде всего, нового Федерального закона № 261-Ф3 – «Об энергосбережении ...»).

Заниматься вопросами энергосбережения и повышения энергоффективности России сегодня «подстегивает» федеральное законодательство, но энергоменеджмент – это выбор зрелых в управленческом плане компаний, требующий подготовленного и квалифицированного персонала, а также пристального внимания со стороны высшего руководства. Его ослабление после формальной сертификации системы энергоменеджмента грозит тем, что внедрение требований стандарта ISO 50001, а также достижение поставленных в энергополитике целей так и «останется на бумаге».

Таким образом, энергоменеджмент – выбор зрелых в управленческом плане компаний с подготовленным и квалифицированным персоналом.

III.1.2. Первичные энергоресурсы

Углеводородное сырье – это органические ресурсы, поэтому этот вид ресурса экономического развития страны необходимо использовать наиболее эффективно и рационально, что чрезвычайно важно для модернизации России. В табл. III.1 представлен энергетический баланс ряда стран, из которого видно, что углеводородные ресурсы энергетики являются основной экономики стран и, в частности, России (суммарный процент – 91,1 %).

Т а б л и ц а III.1

Структура энергетического баланса, %

По прогнозным оценкам специалистов Института энергетических исследований РАН РФ потребление в энергии по регионам мира будут возрастать (рис. III.1). Угроза нарастания региональных энергетических диспропорций проявляется в увеличении числа стран и крупных регионов, развитие которых не обеспечено собственными энергоресурсами. Если в 1990 г. такие страны производили 87 % мирового ВВП, то в начале XXI в. – уже 90 %. Основной частью прогнозных энергоресурсов располагают Северная Америка и страны СНГ, им же принадлежит большая часть разведанных запасов (следом идут зона Персидского залива и Австралия). Особенно резко возросла зависимость от импорта энергии наиболее быстро развивающихся стран – Китая, Индии и др. В частности, Азия уже сегодня 60 % своих потребностей в нефти обеспечивает за счёт импорта, а к 2020 г. импорт должен будет покрывать до 80 % спроса [14].

Рис. III.1. Прогноз потребности в энергии по регионам мира

Отдельно нужно сказать о проблеме энергетической бедности. Беднейшие слои населения во многих странах не имеют доступа к экологически чистой и экономически приемлемой энергии, в том числе и к электричеству. Если существующие тенденции сохранятся, в 2030 г. электричеством не смогут пользоваться 1,4 млрд. человек, всего на 200 млн. меньше, чем сегодня.

Наличие существенных разведанных запасов газа и нефти в России, позволяет осуществлять экспортные поставки углеводородного сырья. Экспорт только газа из России в 2000 г. составил 195 млрд м³ и по прогнозным оценкам к 2015 г. может возрасти до 281 млрд м³. Основная доля экспорта газа приходится на страны западной Европы, на долю северной Америки и США приходится немногим более 20 % и 18 % соответственно.

Распределение мировых запасов нефти приведены в табл. III.2. С февраля 2010 г. начались поставки нефти в Японию, а с 2009 г. осуществляются поставки сжиженного газа с Сахалинских месторождений. Япония импортирует нефть и газ (из России это пока 7 % от общего импорта), в основном, из стран Среднего Востока и из Юго-Восточной Азии. Газовоз из Сахалина идет 2 - 3 дня, а из Среднего Востока 1 - 2 недели, поэтому экспортные поставки углеводородного сырья из России оцениваются японскими экономистами как перспективные.

Т а б л и ц а III.2

Количественные оценки мировых запасов нефти *

*количественные оценки указаны без учета новых разведанных запасов

Также имеются наиболее крупные запасы нефти и в Европе, по данным на 2011 г., в частности:

- Норвегия (включая норвежские территории на юге Атлантики) оцениваются в 6,8 млрд. баррелей;

- Великобритания (без британских зарубежных территорий) – 3,1 млрд. баррелей;

- Дания (включая Гренландию и Фарерские острова) – 1,2 млрд. баррелей;

- Румыния – 0,6 млрд. баррелей;

- Италия – 0,5 млрд. баррелей;

- Турция – 0,3 млрд. баррелей;

-Албания – 0,2 млрд. баррелей.

Правительством России разрабатываются меры по стимулированию нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) по производству качественного топлива и, соответственно, на рост глубины нефтепереработки. По прогнозным оценкам годовая динамика производства основных нефтепродуктов в РФ должна составить: бензин – 0,5 %; дизтопливо – 3,9 %; мазут (топочный) – 8,2 %; авиакеросин – 6,3 %.

Но основные инвестиции нефтяных компаний в течение 10 последних лет были направлены и пока направляются в до΄бычу нефти, ввиду «сверхблагоприятной» экспортной конъюнктуры. Это снижало темпы реконструкции российских НПЗ. В результате, по данным исследования ИА INFOLine «Нефтяная и нефтеперерабатывающая промышленность России» на 2010 г., износ основных фондов на многих отечественных НПЗ уже достиг 70 - 80 %, а в структуре выпуска нефтепродуктов по-прежнему преобладает мазут (продукт низкого передела).

Поэтому глубина переработки нефти в России, по данным Минэкономразвития РФ, в 2010 г. составила 71,2 % против 71,9 % в 2009 г. Для сравнения: в регионе ЕС этот показатель достигает 86 - 88 %, в США и Норвегии – 89 - 92 %, а в большинстве стран – членов ОПЕК – минимум 75 %. Даже в ряде стран бывшего СССР (Туркмения, Узбекистан, Беларусь, Грузия) этот показатель выше, чем в РФ.

Благодаря своим экономическим и экологическим показателям газ является самым распространенным альтернативным топливом в мире. России, как стране, обладающей богатейшими запасами углеводородов и развитой научно-производственной базой, необходимо самым активным образом развивать это направление. Причина популярности газа вполне очевидна – доступность сырья и относительно невысокие энергозатраты на производство топлива. Как следствие – довольно низкая себестоимость в сравнении с другими «альтернативами», которые зачастую являются продуктами переработки природного газа (диметилэфир и водород) или иным способом включают его в свой производственный цикл.

Планируется, что к 2012 г. уровень утилизации попутного нефтяного газа будет доведен до 90 %, так что видится целесообразность увеличения количества потребителей углеводородного газа внутри страны.

Газ как топливо представляется двумя основными разновидностями – компримированный природный газ (КПГ) и сжиженный углеводородный газ (СУГ).

Прогноз динамки на 2030 г. мирового потребления сжиженного углеводородного газа относительно 2001 г. должен составить:

- моторное топливо – 25 %;

- нефтехимия – 9,0 %;

- отопление – 19 %;

- индустрия – 10,0 %;

- агропромышленный комплекс – 3,0 %.

К 2030 г. эта общая потребность составит около 66,0 % относительно 2001 г. (30,7 %).

Значительная доля газа и его производных, а также продуктов НПЗ потребляется автомобильным транспортом.

Приверженность стран к стратегии «20-20-20» подтверждается на различных межправительственных встречах. Суть этой стратегии заключается в сокращении к 2020 г. выбросов углекислого газа на 20 % по сравнению с 1990 г., увеличении доли альтернативных источников энергии до 20 % от всего энергопотребления и повышение на 20 % энергоэффективности. Единая Европа хочет иметь единый рынок, единую энергетическую стратегию и скоординированную энергетическую политику как ключевой инструмент реализации этой стратегии.

Россия является крупнейшим поставщиком первичной энергии в ЕС, в этом ее преимущество и, как оказалось, недостаток. После транзитного кризиса, Евросоюз все более открыто заявляет о необходимости снижения энергетической зависимости от России.

Динамика транзита российского газа, через западный регион бывшего СССР приведена в приложении 6.

Понятно, что в ближайшее десятилетие доля России в физическом виде в экспортном балансе ЕС существенно не упадет, но процентная доля будет неуклонно снижаться. Конкуренция на европейском рынке ужесточается и видимо следует проявлять большую гибкость в отношениях с ЕС. России приходится разворачиваться на восток – развивать внутренний рынок и пытаться прорваться на рынки Китая и азиатско-тихоокианского региона (АТР).

Нефть и газ в настоящее время являются наиболее ценными продуктами, добываемыми на подводных месторождениях континентального шельфа. Общая площадь осадочных бассейнов, с которыми связаны месторождения нефти и газа в пределах континентального шельфа, составляет около 20 млн км² , причем по прогнозам некоторых специалистов эта цифра возрастает до 50 - 80 млн км². Площадь континентального шельфа РФ составляет 6,2 млн км². Около 4 млн км² являются перспективными на нефть и газ. Стратегические ресурсы шельфа Северного Ледовитого океана приведены в [19]. Извлекаемые ресурсы углеводородов на континентальном шельфе РФ составляет около 100 млрд. т, в том числе более 13,5 млрд. т нефти и около 73 трлн. м³ газа. Основной объем ресурсов (около 66,5 %) приходится на шельфы северных морей (Баренцево и Карское моря). В настоящее время на шельфе России выявлено более 20 крупных перспективных нефтегазоносных бассейнов, открыто 36 месторождений, в том числе уникальные газовые месторождения (Штокмановское, Русановское, Ленинградское) в Западной Арктике и несколько крупных месторождений нефти на северо-восточном шельфе Сахалина. Установлены подводные продолжения более, чем 10 ранее открытых на суше месторождений нефти и газа.

Распределение ресурсов нефти и газа по различным морским районам приведено в табл. III.3, из которой следует, что по возможностям развития новых крупных нефтегазодобывающих районов в РФ лидирующее место занимают арктические моря. Штокмановское газоконденсатное месторождение расположено в центральной части Баренцева моря на глубине 280 - 360 м и расстоянии 650 км к северу-востоку от г. Мурманска. Развитие нефтедобычи на арктическом шельфе России связано, прежде всего, с Приразломным нефтяным месторождением, расположенным в акватории Печерского моря на глубине воды 20 м в 980 км от г. Мурманска и в 50 км от Варандейского нефтяного месторождения на суше. Согласно прогнозам, к 2011 г. добыча газа составит 56 млрд. м³, а нефти 25 млн т в год, в том числе на побережье до 5 млн т (20 %).

Одной из задач экономического плана является гибридное ценообразование на газ, при этом следует учитывать, что экспортные поставки сжиженного газа открывают возможности и гибких рынков. Кроме этой экономической задачи потребуется создание специализированного флота – плавучие, полупогружные, самоходные, стационарные буровые установки, способные работать в условиях Северного Ледовитого океана.

Т а б л и ц а III.3