Методология и практика исследования проблем энергетической безопасности России с выделением роли газовой отрасли

Таблица 4. Расчет необходимого количества первичных ТЭР для производства электроэнергии и тепла на тепловых электростанциях и котельных в 2020 г.

При этом в 2005 г. из 397 млрд. м3 природного газа, использованного внутри страны было потреблено на производство электроэнергии и тепла 243 млрд. м3 или 61 %, остальные 39 % были использованы населением и в других видах промышленности. Примерно то же долевое отношение сохранялось последние годы. При сохранении этого соотношения к 2020 г. согласно табл. 3, помимо нужд централизованного производства электроэнергии и тепла, внутреннюю потребность страны в газе можно будет оценить примерно в 160 млрд. м3.

Сопоставление возможностей по поставке на внутренний рынок газа и угля (при сохранении экспортных обязательств) и потребностей в них на перспективу до 2020 г. позволяет сделать следующий вывод: потребность 2020 г. в первичных ТЭР на производство централизованных электроэнергии и тепла в 440-490 млн. т у.т. можно удовлетворить, исходя из способностей газовой отрасли выделить на это от 100 до 290 млн т у.т. и угольной - от 150 до 210 млн т у.т.

Понятно, что суммарные объемы производства энергоресурсов формируются из возможностей отдельных округов, где перспективное развитие энергетических отраслей задано диапазонами значений (максимальным и минимальным).

В результате комбинирования различных состояний энергетики по семи федеральным округам может быть получен граф развития ТЭК страны, состоящий примерно из 20000 состояний на одном временном срезе. На рис. 4 представлен лишь незначительный фрагмент возможного графа развития ТЭК страны с подразделением по федеральным округам и системам энергетики.

Рис. 4. Фрагмент графа возможного развития ТЭК страны: (буквы э/э обозначают отрасль электроэнергетика, при этом а - атомная, г - гидро, т - ТЭЦ, к - КЭС, т/э - теплоэнергетика; цифры 1 и 2 означают соответственно расчет при минимуме и максимуме заданного диапазона возможностей отрасли в анализируемом году, отсутствие цифр означает однозначность (близость) перспективных экспертных оценок)

В целях смягчения возможных последствий реализации стратегических угроз ЭБ России до 2020 г.в работе сформулированы основные требования к выбираемой траектории развития энергетики с позиций ЭБ:

• сокращение доли природного газа в ТЭБ (с тем, чтобы максимально сбалансировать ее структуру);

• связанное с этим же увеличение доли угля в ТЭБ страны;

• увеличение возможностей получения первичной энергии путем развития атомной энергетики и (где возможно) гидроэнергетики, а также использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии, особенно на территориях изолированных регионов;

• увеличение эффективности использования первичных ТЭР;

• обновление морально и физически устаревшего оборудования во всех отраслях ТЭК;

• повышение энергетической независимости на уровне федеральных округов.

Из всех возможных траекторий развития ТЭК страны, полученных с помощью аппарата, использующего методы комбинаторного моделирования, была выбрана рациональная с позиций ЭБ. Характеризуется эта траектория следующими показателями развития энергетических отраслей, табл. 5, 6.

Анализ результатов расчетов с разбивкой по федеральным округам, что сделано в работе, позволяет представить объемы возможных перспективных дефицитов электроэнергии в Приволжском, Южном и Уральском федеральных округах при использовании ими только собственной электроэнергии, а также пути погашения этих дефицитов и выдачи электроэнергии на экспорт за счет генерирующих мощностей Центрального, Сибирского и Дальневосточного округов. При этом, в целом по стране, по сравнению с верхними границами возможных уровней развития соответствующих генерирующих мощностей (табл. 2), остался неиспользованный запас мощностей прежде всего ТЭЦ и КЭС.

Таблица 5. Баланс электроэнергии в России (с разделением на генерирующие источники) по опорным годам до 2020 г., млрд кВтч

Таблица 6. Баланс КПТ в России при реализации выбранной траектории в 2010, 2015 и 2020 гг. (без учета собственных нужд газовой отрасли), млн т у.т.

Анализ данных табл. 6 показывает, что в результате реализации выбранной стратегии развития энергетики в значительной степени должно улучшиться положение с важнейшим индикатором ЭБ - долей доминирующего вида топлива (для России - газа) в структуре потребляемого КПТ. Этот показатель с 77% в 2005 г. должен снизиться до 64% к 2020 г.

Данные табл. 7, рассчитанные в работе, показывают потенциально возможное снижение напряженности в отношении слишком высокой доли газа в балансе КПТ для всех федеральных округов европейской части страны при реализации описываемой траектории.

Таблица 7. Доля газа в структуре потребления КПТ по федеральным округам в 2005 г. и до 2020 гг. при реализации анализируемой траектории развития ТЭК, %

Выбранная с позиций минимизации возможных стратегических угроз энергетической безопасности России на перспективу до 2020 г. траектория позволяет реально достичь следующих важнейших моментов:

• бездефицитность перспективного баланса энергии;

• уменьшение критической доли доминирования природного газа в стране, в целом, и во всех федеральных округах европейской части страны (рационализация с позиций ЭБ структуры перспективного ТЭБ);

• более равномерная структура выработки электроэнергии на различных источниках.

Характеристики выбранной траектории развития ТЭК страны до 2020 г. представляют направления (ориентиры) для корректировки различных вариантов развития энергетики страны и регионов с позиций энергетической безопасности.

Величина доли газа в балансе КПТ страны позволяет утверждать, что реализуемость любой траектории развития ТЭК в России в обозримой перспективе в большей мере будет определяться реальными возможностями решения проблем и задач развития газовой отрасли страны.

В шестой главе подробно описаны основные существующие и перспективные проблемы газовой отрасли и также показано, что для огромной территории России и географической структуре распределения потребления и добычи газа крайне важную роль играет газотранспортная сеть (ГТС). В то же время основные магистральные газопроводы страны значительно изношены и требуют постоянной реконструкции. Срок эксплуатации 20% газопроводов - от 15 до 20 лет, 21% - от 20 до 25 лет, 23% - от 25 до 35 лет, 18% - более 35 лет.

Дефицит инвестиций и соответствующий износ оборудования жестко сказывается на реконструкции ГТС. Сегодня приходится говорить об угрожающем снижении технически возможной производительности (ТВП) системы, т.к. в предыдущие годы затраты на их реконструкцию не превышали 20-30 % от требуемых. Необходимость резкого увеличения затрат на реконструкцию ГТС очевидна, это подтверждает ситуация 2004-2005 гг., когда по причине дефицита ТВП были ограничены возможности перераспределения потоков газа для ремонта отдельных участков газопроводов. В начале 2006 г. ситуация была усугублена сильными морозами и соответственно ростом потребления газа в европейской части России. По данным информационного агентства «РИА ТЭК» суточная подача газа предприятиям РАО ЕЭС, которая должна была составлять в этот период 315,4 млрд. м3 была сокращена в среднем на 23%. При этом пострадали больше всего Каширская и Рязанская ГРЭС, Петербургская и Воронежская генерирующие компании. В этот период они вынуждены были использовать резервное топливо - в основном топочный мазут. Московская энергосистема снизила долю газа в структуре потребления КПТ с 90% до 50%. Кроме российских потребителей были ограничены суточные поставки газа и в страны - импортеры. Так поставки российского газа в Венгрию были снижены на 20%, в Сербию - на 25%, в Италию - на 5%. Ключевую роль в невозможности подачи потребителям увеличенных объемов газа в период значительного похолодания сыграло не просто отсутствие резервов пропускной способности ГТС, но и явный дефицит ТВП, не позволяющий производить серьезных маневров с целью максимизации пропускаемых объемов газа по сети в условиях чрезвычайных ситуаций.

Анализ ситуации с финансированием программ реконструкции ГТС показывает, что до 2009-2010 гг. лимитирующим фактором по объемам добычи газа в НПТР станет величина ТВП ГТС и для выхода на соразмерность объемов добычи газа в НПТР и величины ТВП ГТС необходимо, по крайней мере в этот период,сделать сопоставимыми инвестиции на объекты добычи в НПТР и на реконструкцию ГТС, резко увеличив затраты на реконструкцию.

Ситуация с возможными ограничениями топливо- и энергоснабжения потребителей прежде всего европейских регионов России по причине ограничения ТВП ГТС осложняется и наличием в системе более 20 значительных по потокам газа важнейших пересечений газопроводных коридоров. В результате итерационных исследований на имитационных потоковых моделях в работе выделены регионы, в которых дефицит газа будет ощущаться в большинстве случаев реализации крупных аварий в ГТС, табл. 8.

Среди основных мер по повышению структурной устойчивости работы ГТС необходимо рассматривать преодоление тенденций отставания темпов замены ОПФ в ГТС от темпов износа ОПФ (техническое перевооружение линейной части, КС); разукрупнение мощностей (снижение числа ниток в одном коридоре и снижение концентрации мощностей КС); рациональное размещение мощностей ПХГ (в т.ч. пиковых).

Таблица 8. Регионы, в которых возможны наиболее частые недопоставки газа (в процентах от потребления за время аварии) в случае аварий в ЕСГ

Важное место в работе посвящено особенностям учета требований ЭБ страны при выходе в новые районы газодобычи, географически удаленные от зоны действия ЕСГ. Показано это на примере Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области с доказанными запасами газа в 2,3 трлн м3 и предполагаемой годовой добычей газа более 30 млрд м3. Обсуждаемые в настоящее время направления использования этого газа: транспорт на тихоокеанское побережье и последующее сжижение для экспорта СПГ; трубопроводный экспорт в Китай и Южную Корею; обеспечение собственных потребностей страны в природном газе (из-за падения добычи газа на крупнейших месторождениях Западной Сибири и отставания в сроках подготовки к освоению запасов газа на полуострове Ямал). В работе показано, что с позиций ЭБ страны в Уральский федеральный округ и далее может подаваться примерно 25 млрд м3/год газа из Иркутской области, высвобождая западно-сибирский газ для европейской части. При этом, при реализации большинства аварий в потенциально опасных местах ЕСГ наибольший положительный эффект от поступления ковыктинского газа будет наблюдаться у потребителей Центрального и Приволжского федеральных округов.

В порядке апробации методики оценки уровня ЭБ субъектов РФ в седьмой главе оценен этот уровень у субъектов РФ на территориях принципиально разных по организации и условиям топливо- и энергоснабжения Северо-Западного и Сибирского федеральных округов (СЗФО и СибФО). СЗФО характеризуется высокой степенью доминирования западно-сибирского газа в балансе КПТ (78%). СибФО, в целом самообеспечен первичными ТЭР и характеризуется значительным доминированием собственных энергетических углей в балансе КПТ (около 72%).

Для анализа уровня ЭБ и формирования его качественной оценки использовались следующие важнейшие индикаторы ЭБ регионального уровня, условно распределенные по отдельным блокам:

1. Блок производственной и ресурсной обеспеченности системы топливо-и энергоснабжения региона

1.1. Отношение суммарной располагаемой мощности электростанций региона к максимальной электрической нагрузке потребителей на его территории.

1.2. Отношение суммы располагаемой мощности электростанций и пропускной способности межсистемных связей региона с соседними к максимальной электрической нагрузке потребителей на его территории.

1.3. Возможности удовлетворения потребностей в КПТ из собственных источников региона.

2. Блок надежности топливо- и энергоснабжения региона

2.1. Доля доминирующего ресурса в общем потреблении КПТ на территории региона.

2.2. Доля наиболее крупной электростанции в установленной электрической мощности региона.

2.3. Уровень потенциальной обеспеченности спроса на ТЭР в условиях резкого похолодания (10% - й наброс потребления) на территории региона.

3. Блок состояния ОПФ систем энергетики на территории региона

3.1. Степень износа ОПФ энергетического хозяйства региона.

3.2. Отношение среднегодового ввода установленной мощности и реконструкции электростанций региона за предшествующий 5-летний период к установленной мощности региона.

В работе оценены значения важнейших индикаторов ЭБ и получена комплексная оценка уровня ЭБ всех субъектов РФ на территории указанных округов. Здесь же процесс получения этой оценки представлен на примере республики Карелия. Так, по всем вышеперечисленным блокам индикаторов в табл. 9-12 показаны количественные и качественные (полученные при сопоставлении фактических значений индикаторов с их пороговыми значениями) характеристики состояния индикаторов ЭБ на территории республики. При этом в отличие от статистически полученных во всех остальных случаях, значения индикатора 2.3. «Уровень потенциальной обеспеченности спроса на топливо в условиях резкого похолодания (10 % наброс потребления) на территории региона» были рассчитаны на основе модельных исследований с использованием моделей в составе предложенной в работе двухуровневой технологии исследований проблем ЭБ.

В исследованиях было учтено, что республика Карелия относится к группе регионов с холодным климатом (температура наиболее холодной пятидневки на основной территории ниже минус 30°С СНиП 2.01.01-82. Строительная климатология и геофизика / Минстрой России. - М.: ГП ЦПП, 1996. - 140 с.).

Необеспеченность по ТЭР может сложиться в результате нехватки природного газа из-за большой зависимости от газа всей европейской части страны и удаленности региона от основных газотранспортных коридоров.

Таблица 9. Характеристика состояния индикатора 2.3. «Уровень потенциальной обеспеченности спроса на топливо в условиях резкого похолодания (10 % наброс потребления) на территории региона» на территории республики Карелия

Расчетные дефициты КПТ отчасти обусловлены высокой стоимостью и недостаточными возможностями дополнительной поставки топочного мазута в случае резких похолоданий.

Ситуация в Карелии по данному индикатору может быть оценена, как кризисная.

Таблица 10. Характеристика состояния индикаторов блока производственной и ресурсной обеспеченности системы топливо- и энергоснабжения на территории республики Карелия Здесь и далее при качественной характеристике текущего состояния ЭБ по индикаторам символы «Н», «ПК», «К» обозначают «нормальное» или «приемлемое» состояние, «предкризисное» и «кризисное» соответственно.

Таблица 11. Характеристика состояния индикаторов блока надежности системы топливо- и энергоснабжения на территории республики Карелия

Таблица 12. Характеристика значений индикаторов блока состояния ОПФ систем энергетики на территории республики Карелия

В табл. 13 представлен процесс получения комплексной оценки качественного состояния ЭБ региона согласно формуле 19.

Таблица 13. Качественная оценка состояния энергетической безопасности на территории республики Карелия

На основании комплексной оценки уровня ЭБ территорий СЗФО приходится констатировать, что в целом ситуация с обеспечением энергетической безопасности не может считаться приемлемой ни на одной из территорий округа. Предкризисной ситуацию можно считать в Вологодской области, республике Коми, Мурманской и Ленинградской области с г. Санкт-Петербургом. На всех этих территориях налицо, прежде всего, чрезвычайно высокая зависимость территорий от привозных первичных ТЭР и высокий износ ОПФ энергетики. При наличии всех вышеперечисленных проблем с обеспечением ЭБ Калининградская область в 2005 г. перешла из кризисного в предкризисное состояние формально только лишь за счет введения в действие 1-го блока Калининградской ТЭЦ-2 (улучшение значений индикаторов обновления мощностей и износа ОПФ энергетики). В то же время ввод данного блока на газе резко приблизил значения индикатора, характеризующего долю доминирующего ресурса (западно-сибирского газа) к области кризисных значений и соответственно ослабил возможности области по удовлетворению резко возрастающего спроса на КПТ в условиях ЧС. В Архангельской области и в Карелии ситуацию с обеспечением ЭБ можно трактовать уже как кризисную в силу еще более негативного состояния важнейших индикаторов ЭБ. Самой тяжелой среди территорий СЗФО следует признать ситуацию в Псковской и (особенно) в Новгородской областях, где ситуация кризисна практически по всем индикаторам и в последние пять лет имеет устойчивую отрицательную динамику.

Что касается территорий СибФО ситуация с обеспечением ЭБ здесь положительно отличается от СЗФО. Как и следовало ожидать, лучшее состояние по энергетической безопасности в округе наблюдается у традиционно энергоизбыточных, самообеспеченных по основным видам ТЭР регионов - Иркутской и Кемеровской областей, а также у Томской области. В целом уровень их энергетической безопасности можно считать приемлемым. В Читинской области ни один из отслеживаемых индикаторов ЭБ в последние три года не располагается в зоне кризисных значений. Близко к приемлемому, по многим факторам, можно считать состояние энергетического хозяйства Красноярского края. Кроме указанных выше, в зоне предкризисных значений по итоговой оценке уровня энергетической безопасности, располагая территории по мере обострения ситуации, можно указать Омскую области, республики Хакассию и Бурятию, Новосибирскую область и Алтайский край. Наиболее острая ситуация с обеспечением энергетической безопасности в республике Тыве. Устойчиво кризисная ситуация с конца 1990-х годов еще и усугубилась в 2004 г., после того как доминирующий ресурс в республике (уголь) стал составлять более 97% в балансе КПТ, практически полностью вытеснив топочный мазут и прочие виды топлива.

В результате необходимо отметить, что вне зависимости от итоговых интегральных оценок состояния энергетической безопасности, в большинстве анализируемых территорий имеет место острая негативная ситуация с состоянием ОПФ энергетики и обновлением генерирующих мощностей.

Исходной базой для выбора мер по повышению уровня ЭБ регионов являются результаты систематизации угроз нарушения топливо- и энергоснабжения потребителей в аспектах, описываемых соответствующими индикаторами ЭБ регионального уровня, а также опыт проведения исследований с участием автора по проблемам исследования ЭБ страны и ее регионов. С использованием указанной исходной базы возможные направления мер по обеспечению ЭБ регионов страны в работе структурированы следующим образом:

1. Совершенствование структуры ТЭК и систем энергетики с позиций обеспечения их живучести и повышения надежности топливо- и энергоснабжения.

2. Разработка и внедрение нового оборудования и технических усовершенствований в интересах повышения уровня надежности топливо- и энергоснабжения потребителей.

3. Проведение производственно-технических мероприятий по повышению готовности систем энергоснабжения к работе в чрезвычайных ситуациях с минимизацией возможного ущерба для потребителей.

4. Различного рода деятельность потребителей ТЭР по сокращению спроса и более эффективному использованию ТЭР, по повышению гибкости потребительских энергоустановок в отношении качества и параметров энергоносителей.

В работе приводятся примеры конкретных мер соответствующих каждому из направлений, объективно приемлемые для большинства территорий страны.

Основные результаты и выводы работы

Основной результат следующий. Создана научно-методическая база для исследования вариантов развития ТЭК страны и ее регионов с позиций обеспечения требований энергетической безопасности и формирования направлений повышения уровня энергетической безопасности. При создании названной научно-методической базы были получены следующие самостоятельные результаты:

1. Проведен анализ методического и практического опыта решения задач управления развитием ТЭК страны и оценены возможности использования этого опыта при учете фактора энергетической безопасности в задачах развития энергетики России и ее регионов. При этом показано, что наработанный практический и методический опыт по моделированию ТЭК учетом требований надежности топливо - и энергоснабжения и СЭ с учетом требований живучести может быть использован для исследований, касающихся учета фактора энергетической безопасности в задачах развития энергетики страны и ее регионов.

2. Обоснована необходимость разработки специальных методических подходов и инструментальных средств для оценки проблем в развитии отраслей ТЭК с позиций энергетической безопасности и выработки направлений разрешения этих проблем. При этом показано, что для комплексного исследования проблем энергетической безопасности и оценки возможностей надежного топливо- и энергоснабжения потребителей на уровне регионов страны в различных условиях функционирования энергетики необходимо использовать многоуровневую технологию, включающую взаимосвязанные исследования на балансовой модели ТЭК и имитационных моделях отраслей, учитывающих особенности исследований проблем энергетической безопасности.

3. Разработаны методические основы оценки уровня энергетической безопасности страны и ее регионов. Показано, что индикативный анализ может быть основой для получения оценки уровня энергетической безопасности и что комплексная оценка уровня энергетической безопасности должна проводиться, как на базе использования фактической статистической либо ожидаемой информации об энергетических процессах, так и на базе модельных исследований.

4. Разработан методический аппарат формирования направлений корректировки сценариев развития энергетики страны и регионов с позиций обеспечения требований энергетической безопасности.

5. На основе систематизации информационной базы по всем отраслям ТЭК в части ожидаемых изменений их производственных возможностей до 2020 г. проведена апробация методического аппарата формирования направлений корректировки предлагаемых вариантов развития энергетики страны и регионов с позиций обеспечения требований энергетической безопасности и сформулированы соответствующие направления. При этом показано, что:

- созданный методический аппарат может быть использован для дальнейших исследований проблем обеспечения энергетической безопасности страны и регионов;

- использование методов комбинаторного моделирования во взаимосвязи с отбором перспективных состояний энергетики, удовлетворяющих требованиям энергетической безопасности, позволяет формировать возможные траектории развития энергетики в той или иной мере предпочтительные с позиций требований энергетической безопасности;

- полученные и отобранные в результате исследований варианты развития энергетики есть смысл объединять в более общие траектории; характеристики наиболее рациональной с позиций энергетической безопасности траектории могут представлять собой общие направления корректировки различных сценариев развития энергетики;

- к 2020 г. возможно перераспределение объемов использования газа и угля в качестве КПТ, что в значительной степени позволит смягчить последствия возможной реализации стратегических угроз энергетической безопасности.

6. Оценена роль газовой отрасли в обеспечении надежного топливо- и энергоснабжения потребителей страны и ее регионов на современном этапе и в перспективе на фоне роли других отраслей ТЭК. Показано, что:

- в настоящее время природный газ в значительной степени доминирует в обеспечении потребителей страны первичными ТЭР и в балансе КПТ; такая тенденция сохранится и в среднесрочной перспективе;

- существуют значительные проблемы с перспективами увеличения объемов добычи природного газа в России; проблемы связаны с высокой выработанностью работающих в настоящее время месторождений Западной Сибири и со значительной стоимостью выхода в новые районы газодобычи;

- приросты доказанных запасов углеводородов в течение длительного времени не покрывают даже физические объемы добычи (не говоря уже о коэффициенте извлечения);

- в силу высокого износа основных производственных фондов газотранспортной сети технически возможная производительность системы недопустимо снижена; в некоторых случаях реализации чрезвычайных ситуаций ГТС не позволяет пропускать требуемые потоки газа;

- в период до 2010-2011 гг. лимитирующим фактором по объемам добычи газа в Западной Сибири станет величина технически возможной производительности газотранспортной системы;

- для выхода на соразмерность объемов добычи газа в Западной Сибири и величины ТВП ГТС необходимо (в период до 2010-2011 гг.) сделать, по крайней мере, сопоставимыми инвестиции на объекты добычи в НПТР и на реконструкцию ГТС, резко увеличив затраты на реконструкцию;

- в современных условиях организации топливо- и энергоснабжения регионов европейской части при реализации крупномасштабных аварий на важнейших пересечениях магистральных газопроводов существует ряд регионов, где дефицит газа и соответственно значительный дефицит КПТ будут иметь место в большинстве аварийных ситуаций;

- в связи с возможными ожидаемыми трудностями в перспективном получении достаточных с позиций ЭБ объемов природного газа варианты использования газа новых месторождений должны быть тесно увязаны с требованиями обеспечения ЭБ страны в целом.

7. Оценены уровни энергетической безопасности субъектов Российской Федерации, располагающихся на территориях Сибирского и Северо-Западного федеральных округов, сформулированы основные критические моменты в организации систем топливо- и энергоснабжения этих субъектов с позиций энергетической безопасности. Анализ результатов оценки показал адекватность использованных методических подходов и позволил выявить наиболее критические места в организации системы топливо- и энергоснабжения анализируемых регионов. При этом, был сделан вывод о том, что значительная часть регионов Северо-Западного федерального округа находится в кризисном состоянии по обеспечению своей энергетической безопасности, связано это, прежде всего, с высоким износом ОПФ энергетики, что характерно практически для всех субъектов РФ, и в т.ч. для регионов с крайне высокой долей доминирования природного газа в балансе КПТ.

8. Обоснованы основные направления мер по повышению уровня энергетической безопасности регионов страны.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах

1. Пичурина М.И., Сендеров С.М., Янченко В.А. Модель оценки состояния единой системы нефте- и нефтепродуктоснабжения, как инструмент для исследования ее живучести / Материалы Всесоюзного семинара по методам анализа трубопроводных систем. - Иркутск, СЭИ, 1991. С. 132-135.

2. Клименко С.М., Сендеров С.М., Янченко В.А. Исследование проблем повышения устойчивости и экологической безопасности магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов / Материалы международного семинара по новым информационным технологиям управления развитием и функционированием трубопроводных систем энергетики. - Иркутск, СЭИ, 1993. С. 119-126.

3. Воропай Н.И. Клименко С.М. Криворуцкий Л.Д., Сендеров С.М. и др. О сущности и основных проблемах энергетической безопасности России. Известия Академии наук. Энергетика. 1996. № 3. С.38-49.

4. Воропай Н.И. Клименко С.М. Криворуцкий Л.Д., Сендеров С.М. и др. Некоторые проблемы энергетической безопасности России и ее регионов. - Энергетика России в переходный период: проблемы и научные основы развития и управления / Под ред. А.П. Меренкова. - Новосибирск: Наука. Сиб.изд.фирма РАН, 1996. - С.23-35.

5. Воропай Н.И. Клименко С.М. Криворуцкий Л.Д., Сендеров С.М. и др. Энергетическая безопасность России (введение в проблему). Препринт. - Иркутск, СЭИ СО РАН, 1997. - 57 с.

6. Клименко С.М. Криворуцкий Л.Д., Сендеров С.М. и др. An outline of main problems in Russian energy security / Труды международной конференции The international emergency society conference 1997 “National and international issues concerning research & applications” June 10-13, 1997, Copenhagen, Denmark, c. 361-370.

7. Воропай Н.И., Клименко С.М., Сендеров С.М., Славин Г.Б. Основные положения и методология мониторинга и индикативного анализа энергетической безопасности России и ее регионов. - Препринт. - Иркутск, ИСЭМ СО РАН, 1998. - 67 с.

8. Сендеров С.М., Хрусталева Н.М., Янченко М.И. Системы магистрального транспорта углеводородов в аспекте энергетической безопасности: угрозы и возможные последствия / Материалы 48-го заседания международного семинара по методическим вопросам исследования надежности больших систем энергетики“, Мурманск, 1997 г. С. 132-138.

9. Клименко С.М., Пяткова Н.И., Сендеров С.М. и др. Проблемы принятия решений при исследованиях и обеспечении энергетической безопасности России / Системы поддержки принятия решений для исследования и управления энергетикой/ Под ред. А.П.Меренкова.- Новосибирск: Наука. Сиб.предприятие РАН, 1997.- С.14-24.

10. Клименко С.М., Сендеров С.М. Роль газовой промышленности в обеспечении энергетической безопасности России. - Вiсник Украiнського Бу-динку економiчних та науково-технiчних знань Науково-технiчний журнал, Киев, 1998, № 3, С. 41-45.

11. Воропай Н.И., Клименко С.М., Сендеров С.М. и др. Основные угрозы энергетической безопасности России в условиях перехода к рыночной экономике. Препринт. - Киев, Общество «Знание» Украины, 1998.

12. Voropai N., Klimenko S., Senderov S. & oth. Energy security as a factor of the common energy space formation in East Asia / Eastern Energy Policy of Russia and Problems of Integration into the Energy Space of the Asia-Pacific Region // Proceedings of the International Conference (September 22-26, 1998, Irkutsk, Russia).- Irkutsk: ESI SB RAS,1998. P. 170-178.

13. Бушуев В.В., Воропай Н.И., Мастепанов А.М., Сендеров С.М. и др. Энергетическая безопасность России. - Новосибирск: Наука. Сиб. издательская фирма РАН, 1998. - 302 с.

14. Воропай Н.И., Клименко С.М., Криворуцкий Л.Д., Сендеров С.М. и др. Основнi положення монiторингу енергетичноi безпеки краiни. - Економiка, енергетика, екология. Науковий журнал, Киев, 1999, № 1, с. 24 - 31.

15. Бушуев В.В., Мастепанов А.М., Клименко С.М., Сендеров С.М. и др. Исследование проблем энергетической безопасности России и ее регионов / Надежность систем энергетики: достижения проблемы, перспективы / Г.Ф. Ковалев, Е.В. Сеннова, М.Б. Чельцов и др. / Под ред. Н.И. Воропая. - Новосибирск: Наука. Сиб. предприятие РАН, 1999. - С. 112-165.

16. Сендеров С.М., Еделев А.В., Еникеева С.М. Информационное обеспечение при исследовании больших трубопроводных систем. - Вычислительные технологии, 1999, том 4, № 5, C. 30 - 35.

17. Клименко С.М., Сендеров С.М., Храмов А.В. Учет требований энергетической безопасности при развитии нефтегазового комплекса России. Известия РАН. Энергетика, 1999, № 6, С. 56 - 62.

18. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Сендеров С.М. и др. Влияние требований энергетической безопасности на функционирование и развитие ТЭК / Топливно-энергетический комплекс России: Современное состояние и взгляд в будущее / Г.В. Агафонов, Е.Д. Волкова, Н.И. Воропай и др. - Новосибирск: Наука. Сиб. издат. фирма РАН, 1999. - С. 99-121.

19. Клименко С.М., Сендеров С.М. Учет требований энергетической безопасности при развитии нефтегазового комплекса России / Управление природными и техногенными рисками на уровне региона - российский и международный опыт / Сборник докладов 4-го Всероссийского семинара «Риск и страхование».- Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 1999. - С. 134-142.

20. Бондаренко А.Н., Клименко С.М., Пяткова Н.И., Сендеров С.М. и др. Применение двухуровневой технологии исследований при решении проблем энергетической безопасности / Информационные технологии в энергетике: современные подходы к анализу и обработке информации / Сборник докладов-Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2000.-176 с.

21. Клименко С.М., Сендеров С.М., Славин Г.Б., Чельцов М.Б. Угрозы энергетической безопасности и их тенденции. Классификация действующих факторов и угроз ЭнБ / Безопасность России. Правовые, социально - экономические и научно - технические аспекты. Энергетическая безопасность (ТЭК и государство) - М.: МГФ «Знание», 2000. - С. 129-141.

22. Воропай Н.И., Клименко С.М., Пяткова Н.И., Сендеров С.М. и др. Влияние требований энергетической безопасности на тенденции развития энергетики / Системные исследования проблем энергетики/ Л.С.Беляев, Б.Г.Санеев, С.П.Филиппов и др.; Под ред. Н.И.Воропая. - Новосибирск: Наука. Сиб. издат. фирма РАН, 2000. - С. 400-414.

23. Бондаренко А.Н., Клименко С.М., Криворуцкий Л.Д., Сендеров С.М. и др. Учет межотраслевых аспектов надежности при оценке индикаторов энергетической безопасности / Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 51. Межотраслеваые проблемы и междисциплинарные аспекты исследования надежности систем энергетики. - Сыктывкар, Коми НЦ УрО РАН, 2000. - С. 26-33.

24. Бондаренко А.Н., Пяткова Н.И., Сендеров С.М., Чельцов М.Б. Применение двухуровневой технологии исследований при решении проблем энергетической безопасности. - Известия РАН. Энергетика, 2000, № 6, С. 31-39.

25. Клименко С.М., Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М. и др. Основные проблемы и направления обеспечения энергетической безопасности Иркутской области. - Препринт № 3 ИСЭМ СО РАН. - Иркутск, 2001. - 59 с.

26. Рабчук В.И., Клименко С.М., Пяткова Н.И., Сендеров С.М. Оценка возможностей газовой отрасли в обеспечении энергетической безопасности России в период с 2000 по 2020 гг. - Препринт ИСЭМ СО РАН. - Иркутск, 2001. - 52 с.

27. Сендеров С.М., Еделев А.В., Еникеева С.М. Исследование живучести ЕСГ и определение путей преодоления ЧС с газоснабжением потребителей, как важная составляющая обеспечения энергетической безопасности страны / Материалы международного семинара по методическим вопросам исследования надежности больших систем энергетики, Казань, 2001 г. с. 45-49.

28. Сендеров С.М., Еделев А.В. Методика определения "узких" мест в работе единой системы газоснабжения и выбор путей преодоления чрезвычайных ситуаций с газоснабжением потребителей. - Известия РАН. Энергетика, 2002, № 4, С. 57-62.

29. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М. Глобализация и либерализация мировой экономики и энергетическая безопасность России. - ТЭК, 2002, № 2, С. 12-17.

30. Богатырев Л.Л., Бочегов А.В., Воропай Н.И., Сендеров С.М. и др. Надежность топливо- и энергоснабжения и живучесть систем энергетики регионов России. Екатеринбург: Изд-во Уральского университета, 2003. - 392 с.

31. Voropai N.I., Klimenko S.M., Krivorutsky L.D. and oth. Comprehensive substantiation of the adaptive development of energy systems in terms of changing external conditions / International Journal of Global Energy Issues, Vol. 20, No. 4, 2003, P. 416-424.

32. Рабчук В.И., Пяткова Н.И., Сендеров С.М., Славин Г.Б. и др. Стратегические угрозы энергетической безопасности России до 2020 г. - Препринт ИСЭМ СО РАН. - Иркутск, 2004. - 41 с.

33. Клименко С.М., Сендеров С.М. Долгосрочные тенденции развития нефтяной промышленности мира и России. - Известия РАН. Энергетика, 2004, № 1, С. 14-25.

34. Сендеров С.М., Славин Г.Б. Существующее состояние и основные направления обеспечения энергетической безопасности республики Бурятия. Препринт ИСЭМ СО РАН. - Иркутск, 2004. - 48 с.

35. Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М., Славин Г.Б. и др. Энергетическая безопасность России в условиях глобализации и либерализации мировой экономики / Энергетика XXI века: Условия развития, технологии, прогнозы / Беляев Л.С., Лагерев А.В., Посекалин В.В. и др.; Отв. Ред. Н.И. Воропай. - Новосибирск: Наука, 2004. - С. 135 - 147.

36. Сендеров С.М. Методические аспекты индикативного подхода к оценке уровня энергетической безопасности страны при различных вариантах развития энергетики / Проблемы обеспечения надежности систем энергетики и методы их решения: Сб. статей в 2-х книгах. Книга 1. - Иркутск. ИСЭМ СО РАН, 2005. - С. 214 - 223.

37. Сендеров С.М. Модельно-индикативный подход к оценке уровня энергетической безопасности страны при различных вариантах развития энергетики. - Известия РАН. Энергетика, 2005, № 4, С. 3-9.

38. Воропай Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М. Безопасность магистральных газопроводов - один из важнейших аспектов проблемы обеспечения энергетической безопасности России. - Химическая техника, 2005, № 6, С. 16-20.

39. Воропай Н.И., Кейко А.В., Санеев Б.Г., Сендеров С.М. и др. Тенденции развития централизованной и распределенной энергетики. - Энергия. Экономика, техника, экология, 2005, № 7, С. 2-11.

40. Воропай Н.И., Кейко А.В., Санеев Б.Г., Сендеров С.М. и др. Централизованная и распределенная, в том числе возобновляемая, энергетика перспективные направления и тенденции / Проблемы развития российской энергетики: материалы научной сессии Президиума Сибирского отделения РАН, г. Новосибирск, 24 февр. 2005 г. - Новосибирск: Издательство СО РАН, 2005. - С. 37 - 55

41. Пяткова Н.И., Рабчук. В.И., Сендеров С.М. и др. Методические основы формирования направлений корректировки сценариев развития энергетики с позиций энергетической безопасности государства / Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Вып. 55. Методические и практические задачи надежности систем энергетики. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2005. - С. 136-146.

42. Воропай Н.И., Кейко А.В., Санеев Б.Г. и др. Курс - на децентрализацию. - Мировая энергетика, 2005, № 10, С. 30 - 32.

43. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М. и др. Стратегические угрозы энергетической безопасности России / Энергетика России: проблемы и перспективы: труды Научн. Сессии РАН / Под. ред. В.Е.Фортова, Ю.Г.Леонова. - М.: Наука, 2006, С. 73-82.

44. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М. и др. Газа всем не хватит: после 2010 г. лидерство России в мировой торговле голубым топливом может оказаться под вопросом. - Мировая энергетика, 2006, № 3, С. 38 - 41.

45. Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М., Еделев А.В. и др. Методические основы выбора направлений корректировки решений по развитию энергетики государства с позиций энергетической безопасности. - Известия РАН. Энергетика, 2006, № 3, С. 21-27.

46. Рабчук В.И., Сендеров С.М. Способы уменьшения последствий от чрезвычайных ситуаций в энергетике при наличии стратегических угроз энергетической безопасности России. - Известия РАН. Энергетика, 2006, № 4, С. 58-63.

47. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М. и др. Энергетическая безопасность России: стратегические угрозы. - Энергетическая политика, 2006, Выпуск 1, С. 45 - 53.

48. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Сендеров С.М. Ахиллесова пята российского ТЭК. - Нефть России, 2006, № 10, С. 7-12.

49. Воропай Н.И., Пяткова Н.И., Рабчук В.И., Сендеров С.М. и др. Стратегические угрозы энергетической безопасности России / ЭКО (экономика и организация промышленного производства). Всероссийский экономический журнал, 2006, № 12, С. 42-58.

50. Воропай Н....