Энергитический фактор в политике Узбекистана.

СОДЕРЖАНИЕ


ВВЕДЕНИЕ
1. ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ПОТЕНЦИАЛ УЗБЕКИСТАНА: СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ
1.1. Электроэнергетика Узбекистана
1.2. Нефтегазовый комплекс страны
1.3. Энергетическая политика Узбекистана
2. УЗБЕКИСТАН В КОНТЕКСТЕ ЦЕНТРАЛЬНО-АЗИАТСКОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ
2.1. Энергетическая дипломатия и геополитика
2.2. Центральная Азия в мировой энергетической политике
2.3. Энергетический фактор в системе региональной безопасности в Центральной Азии
3. ВНЕШНЯЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ПОЛИТИКА УЗБЕКИСТАНА
3.1 Российско-узбекские энергетические взаимоотношения
3.2. Энергетические проекты Узбекистана с азиатскими странами
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Энергитический фактор в политике Узбекистана.

Предстоящие структурные преобразования энергетического комплекса предполагают создание единого цикла, включающего процессы добычи топлива, генерации и транспортировки электрической энергии. Поэтапная реструктуризация отрасли, акционирование энергетических предприятий, позволят уже в ближайшем будущем создать конкурентную среду в сфере энергетики и будут способствовать более полному удовлетворению потребностей всех отраслей экономики и населения в электрической и тепловой энергии.
Постановлениями Правительства Республики Узбекистан в целях создания импортозамещающих производств одобрена «Программа локализации производства изделий и материалов на базе местного сырья на период до 2005 года»24.
Основными целями и задачами Программы являются содействие обеспечению сбалансированности экономикиза счет структурных преобразований промышленности на основе технологического обновления и модернизации производства, сокращение импорта продукции производственного назначения, увеличения объемов собственного производства из местного сырья конкурентоспособной на внутреннем и внешнем рынках продукции, отвечающей мировым стандартам, а также рационализация валютных расходов государства и создание новых рабочих мест.
В соответствии с Программой налажено производство супертонкого базальтового волокна, лакокрасочной продукции, кислотоупорного и огнеупорного кирпича, кислотоупорной плитки, электротехнических изделий и материалов, а также комплектующих изделий для основного и вспомогательного оборудования ТЭС и ГЭС, другой продукции.
Сегодня мировая энергетика развивается по пути усиления мероприятий по экономии энергетических ресурсов. Основными направлениями экономии энергетических ресурсов в электроэнергетике Узбекистана являются:
– техническое перевооружение энергоблоков ТЭС, повышение экономичности действующего оборудования с заменой отдельных деталей и узлов;
– реконструкция и модернизации действующих электростанций с внедрением новых высокоэффективных технологий энергетического производства на базе парогазовых и газотурбинных установок;
– повышение уровня автоматизации технологических процессов, снижение уровня технологического расхода электрической энергии на ее транспортировку и распределение25.
Последовательное проведение энергосберегающей политики, предусматривающее внедрение новейших технологий в энергетическое производство и рациональное использование имеющихся энергоресурсов, позволит снизить себестоимость производимой продукции (электроэнергии), увеличить прибыль отрасли, а также улучшить технико-экономические показатели работы энергосистемы.
В долгосрочной перспективе одновременно с проведением мер по стабилизации действующего оборудования предполагается активное внедрение новых технологий производства электрической и тепловой энергии на базе широкого внедрения парогазовых технологий энергопроизводства, признанных во всем мире наиболее эффективными и экономически выгодными. В связи с этим на Талимарджанской ТЭС вводится конденсационный блок N1 800 МВт. В ближайшее время начнется строительство парогазовых установок на Ташкентской и Навоийской ТЭС, а также на Ташкентской и Мубарекской ТЭЦ. Общая мощность ПГУ, предусмотренных к вводу в узбекской энергосистеме к 2010 году, составит порядка 900 МВт. Их внедрение будет способствовать существенному снижению техногенной нагрузки энергопроизводства на окружающую среду, позволит увеличить эффективность использования природного топлива.
За счет модернизации и качественных ремонтов основного и вспомогательного оборудования будет достигнута экономия более 400 тыс.т.н.э топлива. Техперевооружение и реконструкция на базе ПГУ Ташкентской, Навоийской ТЭС, Мубарекской и Ташкентской ТЭЦ, введение блока 800 МВт Талимарджанской ТЭС к концу периода позволит получить значительную экономию топлива, в том числе природного газа26.
На магистральных линиях электропередачи будет усовершенствован парк приборов учета электрической энергии, будут внедрены системы автоматизации учета электрической энергии (АСКУЭ).
Для обеспечения максимальной сбалансированности и рациональности в использовании всех видов топлива, предусмотрено в дальнейшем сокращение объемов газа, используемого на электростанциях, с увеличением доли выработки электроэнергии на угле. С этой целью планируется проведение модернизации действующего оборудования на Ангренской и Ново-Ангренской ТЭС. Оптимизацию структуры потребления топливных ресурсов следует рассматривать в качестве необходимого условия и одного из приоритетных направлений дальнейшего развития генерирующих мощностей27.
Предусматривается изменение структуры потребления топлива – увеличение доли потребления угля и сокращение потребления природного газа. К 2010 году доля потребления газа снизится до 71,1%, доля угля повысится до 17,5%. Объем потребления газа составит 14,2 млрд. м3 , угля – 11,5 млн. тонн.
По части использования гидроэнергоресурсов малых водотоков реализуется программа строительства объектов малой гидроэнергетики по Министерству сельского и водного хозяйства Республики Узбекистан с вводом дополнительной мощности порядка 440 МВт.
Важным фактором успешного функционирования энергосистемы Республики является реконструкция и дальнейшее развитие электрических сетей. В целях обеспечения оперативности обслуживания и надежности эксплуатации энергосистемы предусматривается вынос системообразующих ЛЭП с территории сопредельных государств.
В соответствии с поставленными задачами будет осуществлено строительство ряда подстанций в Ташкентской, Самаркандской, Ферганской и других областях. Будет завершено строительство ПС 500 кВ «Согдиана» с линиями электропередачи 220-500 кВ, ПС 500 кВ «Узбекистанская» с линиями электропередачи 500 кВ, ПС 220 кВ «Келес» с линиями электропередачи 220-110 кВ. Общая протяженность электрических сетей всех напряжений, расположенных на территории Республики, увеличится на 1355 км, в том числе за счет ВЛ 500 кВ – более, чем на 900 км28.
1.2. Нефтегазовый комплекс страны
В настоящее время Узбекистан занимает 2-е место среди стран Центральной Азии после Казахстана по запасам нефти. При нынешних темпах потребления этих запасов хватит в среднем на 76 лет. Всего в Республике открыто 194 месторождения углеводородного сырья, в том числе, в разработке находится 88 месторождений, подготовлено к разработке – 58, разведанных – 35, в законсервированном виде – 9 месторождений. Прогнозные перспективные запасы нефти оцениваются в 820 млн. т., конденсата – 360 млн. т. Прогнозируется, что до 2020 года прирост запасов углеводородного сырья будет составлять 75 – 112 млн. т. условного топлива в год, а запасы природного газа по промышленным категориям 60 – 85 млрд. куб. м. в год. Доказанные запасы нефти по данным узбекских источников на начало 2005 года составляли 530 млн. т. нефти, на начало 2007 года 850 млн.т.; конденсата – 380 млн.т.
На начало 2010 года по данным ИГИРНИГМ (Институт Геологии и разведки нефтяных и газовых месторождений) прогнозные ресурсы составляют 7,73 млрд. т. условного топлива, перспективные ресурсы – 1,8 млрд.т. условного топлива и предварительно оцененные запасы нефти, газа и конденсата – 0,56 млрд. т. условного топлива. Степень выработанности разведанных запасов нефти составляет 32%. Известны пять нефтегазоносных регионов – Устюртский, Бухаро-Хивинский, Сурхандарьинский, Гиссарский и Ферганский, и два перспективных – Хорезмский и Средне-Сырдарьинский. Нефтяные месторождения разведаны в шести административных областях: Кашкадарьинской, Бухарской, Сурхандарьинской, Наманганской, Андижанской и Ферганской. Около 75% запасов нефти сосредоточены в Кашкадарьинской области, прежде всего на крупнейшем в стране месторождении Кокдумалак (71,3%), остальные в районе Ферганской долины, а также в Бухарской и Кашкадарьинской областях29.
Узбекистан не так активно задействован в международной торговле нефтью, так как мощности трех отечественных нефтеперерабатывающих заводов превышают объёмы добычи, причем на Ферганский завод импортируется незначительное количество нефти из Казахстана из-за особенностей логистики региона и недозагруженности Ферганского НПЗ. Общая мощность нефтеперерабатывающих заводов страны составляет 11,2 млн. т. углеводородного сырья в год. Избыточные (по сравнению с собственной добычей) мощности позволяют заводам оказывать услуги по переработке давальческого сырья на топлинговой основе. Ферганский нефтеперерабатывающий завод (вместе с Алтыарыкским филиалом в г. Хамза) способен перерабатывать до 8,7 млн. т. углеводородного сырья в год. Предприятие выпускает широкий ассортимент нефтепродуктов (около 50 наименований), которые полностью соответствуют международным стандартам. В частности, выпускаемое дизельное топливо идет на экспорт. За рубежом – в основном в Иране, Афганистане и соседних странах СНГ – пользуются спросом выпускаемые на заводе моторные и трансмиссионные масла. Летом 2005 года узбекско-российское СП «Джаркурганнефтепереработка» ввело в эксплуатацию в Узбекистане НПЗ стоимостью $7 млн. и проектной мощностью 130 тыс. т. сырой нефти в год. Производственные мощности предприятия ориентированы на переработку «тяжелой» нефти с высоким содержанием парафинов. Ежегодно на заводе будут производиться по 50 тыс. т. нефтебитума и дизельного топлива, а также другие нефтепродукты. Россию в СП представляет ООО «Компания Петромаруз»30.
Узбекистан является лидером по добыче газа и его переработке в регионе и прочно удерживает 11 место в мире, в то время как соседний Туркменистан около 75-80% добываемого газа направляет на экспорт. Степень выработанности разведанных запасов газа составляет 37%.
Основные запасы свободного газа сосредоточены на месторождениях Шуртан, Зеварды, Алан, Памук, Култак, Кокдумалак, Адамташ. В них выделяются сухие газы (13-15% метана, 4-30г/м3 бензина) – газы меловых и палеогеновых отложений, и жирные газы (20-60% метана, до 350 г/м3 конденсата) – газы глубинных пластов юрских отложений. Высокое содержание сероводорода в газе присутствует на месторождениях Уртабулак (5%), Денгизкуль-Хаузак (4,25%), Кандым (7%), Аккум (1,92%). Перспективным на газ является плато Устюрт. Планируется за 15 лет обеспечить прирост запасов газа в объеме 1,015 трлн. куб. м., нефти – 69,8 млн. т. и конденсата – 65,7 млн. т. При этом, основная доля прироста запасов газа приходится на Устюртский регион. Здесь они будут увеличены до 579 млрд. куб. м. или на 53,9%. Из 61,4 млрд. куб. м. добываемого природного газа в Узбекистане, по итогам 2009 года на экспорт было отправлено по разным оценкам 12,9-15 млрд. куб. м. 31
Основным партнером по экспорту природного газа является Россия, куда было направлено 11,5-13 млрд. куб. м. В 2010 году этот показатель достиг 15,5 млрд. куб. м. В 2006 году данный показатель составлял 9,5 млрд. куб. м., а сейчас увеличивается за счет модернизации магистрали Средняя Азия – Центр, разработки новых месторождений газа в стране и подписания новых контрактов с ОАО «Газпром». Россия заинтересована в увеличении поставок газа из Среднеазиатского региона, т.к. должна обеспечивать поставки своего топлива в страны Европы и не справляется со столь высокими потребностями. В последние годы разработана схема, по которой Узбекистан продаёт газ Казахстану, а тот доставляет его в Россию за минусом собственного потребления. Объём экспорта газа непосредственно в Казахстан составлял до 2008 года около 2 млрд. куб. м. и направлен на удовлетворение потребностей южных областей страны, однако затем объём экспорта сократился за счет того, что большая его часть реализовывалась России, а Казахстан использует альтернативные источники и собственные ресурсы. Также потенциальным потребителем Узбекского газа в скором времени может стать активно развивающийся Китай. К концу 2010 года, как отмечается Китайской стороной обе нитки газопровода «Туркменистан-Узбекистан-Казахстан-Китай» вступили в эксплуатацию. Ожидается, что поставка газа в Китай начнётся в ближайшем будущем. В рамках этого проекта помимо обеспечения транзита через свою центральную часть Узбекистан планирует поставлять в Китай до 10 млрд. куб. м. газа в год32.
Переработка газа в Узбекистане осуществляется на трех предприятиях – Мубарекском ГПЗ (более 28 млрд. куб. м.), «Шуртаннефтегазе» и Шуртанском газохимическом комплексе (4,5 млрд. куб. м.), продукция которых пользуется спросом во всем регионе, а также экспортируется в Пакистан, Афганистан, Иран и другие страны.
К 2011-2012 году НХК «Узбекнефтегаз» рассчитывает увеличить производство сжиженного природного газа в 2 с лишним раза, до 586,9 тыс. т. (в 2009 году 246,1 тыс. т.). Для этого в проекты строительства новых установок сжиженного газа и реконструкции действующих планируется привлечь $320 млн. иностранных инвестиций. Увеличение объемов производства сжиженного газа будет происходить преимущественно на базе Мубарекского ГПЗ и «Шурханнефтегаза». Кроме того, разработанная в прошлом году программа увеличения производства сжиженного газа включает проекты модернизации систем газофракционирования на Ферганском и Бухарском НПЗ, а также проект утилизации попутных газов на месторождении Кокудумалак. В марте 2005 года «Узбекнефтегаз» ввел на Мубарекском ГПЗ первую очередь комплекса пропанового охлаждения проектной мощностью 13,6 млрд. куб. м. Уже начаты работы по второй очереди комплекса, с пуском которой объемы очистки газа будут доведены до 24 млрд. куб. м. год. Мубарекский газоперерабатывающий завод расположен в Мубарекском районе Кашкадарьинской области Республики Узбекистан. МГПЗ – государственно-акционерное предприятие. Сырьем для МГПЗ являются природный сероводородсодержащий газ и нестабильный газовый конденсат, поступающие на завод с УДП «Мубарекнефтегаз». Текущая производительность: 26 549 млн. куб. м. в год сернистого газа, 611,5 тыс. т. нестабильного конденсата. Выход товарной продукции: сухой очищенный газ – 24 349 млн. куб. м., стабильный конденсат – 571,1 тыс.т., сжиженный газ - 10 тыс. т., сера газовая – 240 тыс.т. Шуртанский газохимический комплекс, единственное предприятие в Центральной Азии, выпускающее полиэтилен, был введен строй в конце 2001 года на базе газоконденсатного месторождения Шуртан. Комплекс стоимостью $985 млн. включает в себя установку по очистке газа, завод по производству 125 тыс. т. полиэтилена, 137 тыс. сжиженного газа и 130 тыс. т. нестабильного конденсата в год. Строительство технологической части комплекса осуществлялось американской ABB lummus global, итальянской ABB soimi и тремя японскими компаниями – Mitsui & Co. Ltd., Toyo engineering и Nissho iwai corporation. Шуртанский газохимический комплекс является крупнейшим в Центральной Азии предприятием по производству полиэтилена – 125 тыс. т. в год. Кроме того завод выпускает следующую продукцию:
• (переработка газа) 4,5 млрд.куб. м в год;
• (выход товарного газа) 4,2 млрд.куб. м в год;
• (сжиженный газ) 137 тыс.т. в год;
• (легкий конденсат) 130 тыс.т. в год;
• (сера) 4 тыс.т. в год33.
В конце 2005 года началось строительство установки по производству сжиженного газа на базе унитарного предприятия «Шуратнефтегаз». Проектная мощность установки, которую «Узбекнефтегаз» строит за счет собственных средств, составляет 135 тыс. т. пропан-бутановой смеси в год. Наибольший объем экспорта продукции Шуртанского ГХМ придется на полиэтилен, доля которого должна составить 88,7%.
Газотранспортная система Узбекистана обслуживает более 13 000 км газопровода и включает в себя 23 компрессорные станций. В целом на систему работает 250 газоперекачивающих агрегатов34.
В 2005 году началась реализация программы развития системы газопроводов, рассчитанная на период до 2010 года. Программа ориентирована на увеличение экспорта природного газа до 16 млрд. куб. м., т.е. на 60%. Для этого планировали построить 200 км новых экспортных магистральных газопроводов и 200 км отводных газопроводов, расширить 445 км сетей, реконструировать 900 км внутренних магистральных газопроводов, а также соорудить на северо-западе страны новую газокомпрессорную станцию «Сарымай», реконструировать и расширить 20 действующих газораспределительных станций и 4 газокомпрессорные станции на подземных хранилищах газа. В середине 2005 года в Узбекистане было начато строительство двух новых магистральных газопроводов: Газли-Сарымай и Газли-Каган. Новые газопроводы свяжут месторождения Бухаро-Хивинского нефтегазоносного региона с северо-западными территориями республики и расширят потенциал экспортной инфраструктуры Узбекистана. Для реализации этих проектов инвестиционной емкостью $120 млн. создано СП «Нефтегазмонтаж», иностранным партнером которого является Zeromax.
Однако Узбекистан платит высокую цену за свою энергетическую политику. Узбекистан заимствует в огромном объеме средства на финансирование развития нефтегазовой отрасли. Со времени провозглашения независимости энергетическая отрасль получила примерно 1,8 млрд. долларов США в виде внешних займов под государственные гарантии. Потенциал погашения таких займов энергетической отраслью, с учетом существующей недостаточной самоокупаемости отрасли, находится под вопросом. Нефть и уголь продаются по цене ниже цен на мировом рынке (при индикативном обменном курсе, местная оптовая цена сырой нефти составляет одну четвертую экспортной паритетной цены, а розничная цена угля составляет менее, чем 20 процентов от экспортного паритета)35.
Правительство сталкивается с некоторыми критическими проблемами в реализации нефтегазового экспортного потенциала и в устойчивом удовлетворении своего спроса на электроэнергию. Необходимо восполнить нефтегазовые запасы, выявляя дополнительные месторождения, ухудшение инфраструктуры энергетической отрасли должно быть приостановлено и энергия должна использоваться более эффективно. Для достижения поставленных целей и задач требуется большой объем инвестиций – значительная часть которых должна быть от иностранных инвесторов – а также современные технологии и ноу-хау.
На самом деле, Правительство выбрало вариант привлечения частных инвестиций через продажу стратегическим иностранным инвесторам доли акций – в большинстве случаев меньшую долю – государственных предприятий ответственных за производство, транспортировку и переработку нефти и газа, а также предприятия электроэнергетической отрасли. В этом отношении, международный опыт, накопленный за последние десять лет в странах с переходной экономикой, а также в других развивающихся странах, указывает на ряд ключевых уроков, которые следует рассмотреть. Во-первых, фундаментальным является механизм ценообразования на энергетические товары и продукты. Во-вторых, необходимо присутствие явно выраженной приверженности к усилению финансовой дисциплины. В-третьих, инвесторы требуют контрольный пакет в стратегических продажах, но также изъявляют желание рассмотреть другие варианты с участием частного сектора. В-четвертых, для сегментов промышленности, являющихся естественными монополиями (например, передача газа и электроэнергии) и при оказании коммунальных услуг (например, распределение газа и электроэнергии), должна существовать надлежащая нормативно-правовая и регулирующая база. В-пятых, полное проведение реформы энергетической отрасли – это длительный процесс, который может занять до 10 лет. В заключение, пока будет идти длительный процесс реформирования, неотложные меры должны быть предприняты незамедлительно. В последующих главах обсуждается, как узбекские органы государственного управления могут использовать эти уроки при разработке своей стратегии, нацеленной на развитие национальной энергетической отрасли с помощью частных инвесторов36.