Топливно-энергетический комплекс России - (реферат)

Теперь, обобщив сказанное в данной главе, выделим главную особенность, проблему размещения нефтедобывающей промышленности России. Частично она уже была рассмотрена - это сверхвысокая концентрация нефтедобычи в ведущей нефтяной базе. Она имеет как раз преимущество для организации самой структуры промышленности, так создает целый комплекс проблем, среди которых, например, сложная экологическая обстановка в регионе. Особенно выделяется из них проблема дальней и сверхдальней транспортировки нефти и попутного газа, обусловленная объективной необходимостью в перевозке сырья от главного поставщика, восточных районов Российской Федерации, к главному потребителю - западной ее части.

    5. 2. Газовая промышленность.

В 1996 г. газовой промышленности России исполнилось 50 лет. Конечно, среди других крупных отраслей ТЭК– угольной, нефтяной, электроэнергетики, имеющих более чем столетнюю историю, она представляется довольно юным организмом. Но даже сейчас, в условиях кризиса, отрасль демонстрирует гибкость и умение находить зоны стабильности и ниши роста.

На природный газ возлагаются большие надежды, как на наиболее дешевое высокоэкологичное топливо в период подготовки к переходу на более широкое использование альтернативных нетрадиционных видов электроэнергии (ветра, солнца, приливной, внутреннего тепла земли). Кроме того, на территории России имеются огромнейшие запасы этого вида топлива. Именно поэтому необходим тщательный анализ газовой промышленности, как одной из самых важных отраслей для экономики России.

5. 2. 1. Состав и значение газовой промышленности в народном хозяйстве России.

Сначала необходимо понять, что представляет собой газ и где он применяется. Газ–лучший вид топлива. Его отличают полнота сгорания без дыма и копоти; отсутствие золы после сгорания; легкость розжига и регулирования процесса горения; высокий коэффициент полезного действия топливоиспользующих установок; экономичность и простота транспортировки к потребителю; возможность хранения в сжатом и сжиженном состоянии; отсутствие вредных веществ. Немалую роль играет и низкая стоимость добычи газа по сравнению со стоимостью добычи других видов топлива — угля, торфа, нефти.

Если принять стоимость угля (в пересчете на 1 т условного топлива) за 100%, то стоимость газа составит только 10 %.

Благодаря высоким потребительским свойствам, низким издержкам добычи и транспортировки, широкой гамме применения во многих сферах человеческой деятельности, природный газ занимает особое место в топливно-энергетической и сырьевой базе. В этой связи наращивание его запасов и потребления идет высокими темпами.

Природный газ –один из наиболее высокоэкономичных источников топливно-энергетических ресурсов. Он обладает высокой естественной производительностью труда, что способствует широкому использованию его во многих отраслях народного хозяйства. Благоприятные естественные предпосылки природного газа и высокий уровень научно-технического прогресса в его транспортировке во многом обеспечивает ускоренное развитие газодобывающей промышленности.

Газовая промышленность — наиболее молодая отрасль топливного комплекса. Газ применяется в народном хозяйстве в качестве топлива в промышленности и в быту, а также и как сырье для химической промышленности. В народном хозяйстве используется природный газ, добываемый из газовых месторождений, газ, добываемый попутно с нефтью, и искусственный газ, извлекаемый при газификации сланцев из угля. Кроме того, используется газ, получаемый при производственных процессах в некоторых отраслях металлургической и нефтеперерабатывающей промышленности.

Газ в больших количествах используется в качестве топлива в металлургической, стекольной, цементной, керамической, легкой и пищевой промышленности, полностью или частично заменяя такие виды топлива, как уголь, кокс, мазут, или является сырьем в химической промышленности.

Крупнейшим потребителем газа в промышленности является черная металлургия. В доменных печах частичное применение природного газа дает экономию дефицитного кокса до 15% (1 куб. м природного газа заменяет 0, 9-1, 3 кг кокса), повышает производительность печи, улучшает качество чугуна, снижает его стоимость. В вагранках применение газа снижает расход кокса вдвое. В пищевой промышленности газ применяется для сушки пищевых продуктов, овощей, фруктов, выпечки хлебобулочных и кондитерских изделий.

При использовании газа на электростанциях уменьшаются эксплуатационные расходы, связанные с хранением, приготовлением и потерями топлива и эксплуатацией системы золоудаления, увеличивается межремонтный пробег котлов, не занимаются земли для золоотвалов, снижается расход электроэнергии на собственные нужды, уменьшается количество эксплуатационного персонала, снижаются капитальные затраты. Итак, продукция рассматриваемой отрасли обеспечивает промышленность (около 45% общего народнохозяйственного потребления), тепловую электроэнергетику (35%), коммунальное бытовое хозяйства (более 10%). Газ– самое экологически чистое топливо и ценное сырье для производства химической продукции.

Газовая промышленность не является чисто монопродуктовой отраслью. Наряду с поставками по магистральным трубопроводам природного газа (метан с небольшими добавками высших углеводородов) производятся нефть, конденсат, сера, сжиженные газы, машиностроительная и сельскохозяйственная продукция и т. п. Однако основу отрасли, обеспечивающую ее конкурентные преимущества, составляет Единая система газоснабжения (ЕСГ), которая объединяет добычу и транспорт природного газа в единую технологическую, техническую и экономическую систему в рамках России, связанную с газоснабжающими системами центрально-азиатских и закавказских республик СНГ и имеющую свое продолжение в системах поставки российского газа в три европейские страны СНГ и двадцать других государств Европы.

    5. 2. 2. Место газа в топливно-энергетическом комплексе.

Анализ предварительных итогов работы отраслей ТЭК в 1999 году свидетельствует о том, что ТЭК, в основном, справился с возложенными на него задачами по обеспечению потребностей экономики страны в топливе и электроэнергии и удовлетворению платежеспособного спроса российских потребителей. В 1999 году подтвердилась наметившаяся в последние годы относительная стабилизация производства во всех отраслях.

    Рисунок №1.

Структура топливно-энергетических ресурсов российского рынка на 01. 01. 2000 г.

Целенаправленные усилия Правительства Российской Федерации и Минтопэнерго России, особенно в конце года, обеспечили ряд позитивных изменений в ТЭКе, отраженные в таблице №1.

    Таблица №1.

Изменение добычи и поставок основных топливно-энергетических ресурсов 1998-1999 гг.

    Показатель
    Фактически выполнено
    % к 1998 г.
    Добыча нефти с газовым конденсатом, млн. тонн
    305, 0
    100, 5
    Поставка нефти на внутренний рынок, млн. тонн
    170, 7
    104, 6
    Добыча газа - всего млрд. куб. метров
    589, 7
    100, 0
    Экспорт газа - всего млрд. куб. метров
    126, 8
    105, 1
    Добыча угля – всего, млн. тонн
    239, 8
    106, 9
    Выработка эл. энергии (без АЭС) – млрд. кВт. часов
    724
    100, 1

Из диаграммы и таблицы видно, что газ занимает прочное место в ТЭКе России. Добыча газа превышает добычу других видов топливных ресурсов. Благодаря обширным запасам, конкурентоспособным ценам и экологическим преимуществам, добыча и потребление природного газа будут расти опережающими темпами по сравнению с другими первичными энергоносителями.

5. 2. 3. Развитие и размещение газовой промышленности России.

По промышленным запасам природного газа Россия занимает одно из первых мест в мире, а по разведанным и добыче — первое (40%) и 30%) мировых показателей соответственно). В Европе наша страна —монополист по запасам этого вида топлива. Добыча природного газа в России с 1990 г. практически не снижалась и осталась на уровне 600 млрд м3 в год. Газовые месторождения находятся, как правило, вблизи нефтяных. Наряду с природным добывается попутный газ (вместе с нефтью на нефтяных месторождениях). Раньше при выходе на поверхность он сжигался, теперь научились газ отводить и использовать его для получения горючего и разных химических продуктов. Добыча попутного газа составляет 11— 12% общей добычи газа. Итак, Россия располагает значительными запасами нефти и газа. Основные их залежи расположены в Западно-Сибирской, Волго-Уральской, Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях, а также на Северном Кавказе и Дальнем Востоке.

    А) Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция.

В пределах Западно-Сибирской низменности открыты 300 нефтяных и газовых месторождений. На территории Западной Сибири расположены основные запасы природного газа страны. Из них более половины находится на Тюменском Севере, преимущественно в трех газоносных областях. Наиболее крупные газовые месторождения — Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Надымское, Тазовское —открыты в Тазово-Пурпейской газоносной области на севере Тюменской области в Ямало-Ненецком автономном округе. Весьма перспективны Ямбургское и Иванковское месторождения природного газа.

Березовская газоносная область, расположенная вблизи Урала, включает Пунгинское, Игримское, Похромское и другие месторождения газа. В третьей газоносной области—Васюганской, которая находится в Томской области, самыми крупными месторождениями являются Мыльджинское, Лугинецкое, Усть-Сильгинское. Укрепление топливно-энергетической базы газовой промышленности в нашей стране идет за счет восточных районов и, прежде всего, Западной Сибири. И в будущем основным центром добычи в течение всего периода, на который рассчитана энергетическая программа, останется Западная Сибирь. Запасы промышленных категорий в восточных районах составляют 21, 6 трлн. куб. м, в том числе на долю Сибири и Дальнего Востока приходится 16, 2 трлн. куб. м или 70, 5%. Как сказано выше, основная часть их сосредоточена в недрах Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области и приурочена в основном к меловым отложениям. При этом экономико-географическое положение ведущих месторождений газа оценивается положительно. Около 80% всех запасов газа сосредоточено на четырех уникальных месторождениях: Уренгойском, Ямбургском, Заполярном и Медвежьем. Месторождения имеют, значительные размеры газоносных площадей и высокую концентрацию запасов. Так запасы по промышленным категориям Уренгойского месторождения оцениваются в 4, 4 трлн. куб. м, Ямбурского - 5, 4 трлн. куб. м, Заполярного - 2, 0 и Медвежьего - 1, 6 трлн. куб. м.

Важное значение придается освоению месторождений газа полуострова Ямал (Ямало-Ненецкий автономный округ). Запасы природного газа здесь оцениваются в 9 трлн м3. Среди двадцати пяти разведанных месторождений этой территории своими запасами выделяются Бованенковское, Арктическое, Крузенштерновское, Новопортовское. На территории Тюменской области формируется крупнейший в России Западно-Сибирский программно-целевой территориально-производственный комплекс на основе уникальных запасов природного газа и нефти в средней и северной частях Западно-Сибирской равнины, а также значительных лесных ресурсов. Ресурсы нефти и газа были открыты здесь в начале 1960-х годов на огромной площади в 1, 7 млн. км2. Формирование Западно-Сибирского ТПК началось в конце 1960-х годов. В Обь-Иртышском бассейне распространены ценные виды рыб — лососевые, осетровые, сиговые. Поэтому особенно опасно при увеличении добычи и переработки нефти и газа загрязнение рек. Общий замысел формирования Западно-Сибирского ТПК заключается в том, чтобы на основе месторождений нефти и газа создать крупнейшую топливно-энергетическую базу. Эта цель сейчас достигнута. Освоение нефтегазовых ресурсов повлекло за собой и транспортное освоение этих территорий, эксплуатацию крупных лесных массивов в центральной части Тюменской и на севере Томской областей. Машиностроение Западно-Сибирского ТПК специализируется на ремонте нефтяного и газового оборудования; быстро растет строительная индустрия.

Во внутренних связях ТПК большую роль играют железные дороги: Тюмень- Тобольск– Сургут – Нижневартовск – Уренгой, тупиковые ветки: Ивдель – Обь, Тавда – Сотник, Асино – Белый Яр, а также водный путь по Оби и Иртышу. При перспективном развитии Западно-Сибирского программно-целевого ТПК особенно важно решение острейших демографических проблем, в том числе проблем малочисленных народов, а также решение экологических проблем сохранения экосистем.

Таким образом, создание Западно-Сибирского ТПК не только позволяет решать текущие задачи–удовлетворение потребностей в нефти, природном газа, древесине, углеводородном сырье и т. д. , но и имеет важнейшее значение для реализации долговременной экономической политики на освоение восточных районов страны с их разнообразными природными ресурсами.

    Б) Волго-Уральская нефтегазоносная провинция

Занимает обширную территорию между Волгой и Уралом и включает территорию Татарстана и Башкортостана, Удмуртской Республики, а также Саратовскую, Волгоградскую, Самарскую, Астраханскую, Пермскую области и южную часть Оренбургской.

Велики запасы природного газа на Урале. В Оренбургской области в промышленную разработку введено Оренбургское газокондснсатное месторождение с переработкой 45 млрд м3. Благоприятное географическое положение месторождения вблизи крупных промышленных центров страны на Урале и в Поволжье способствовало созданию на его базе промышленного комплекса. Осваивается крупное газоконденсатное месторождение в Астраханской области. В Поволжском районе также эксплуатируются Арчединское, Степновское, Саратовское месторождения.

Оренбургское и Астраханское газокондснсатные месторождения содержат много сероводорода, их разработка требует использования экологически чистой технологии. Запасы Оренбургского газоконденсата оцениваются в 1, 8 трлн м3. Астраханское месторождение с запасами, превышающими 2 трлн. куб. м, отличается от Оренбургского повышенным содержанием серы. Промышленное развитие Предуралья Оренбургской области связано с разведкой нефти и газа. В отличие от Тимано-Печерского Оренбургский ТПК формируется в условиях обжитой и хорошо освоенной территории.

Запасы природного газа сосредоточены в центральной и западной частях области. Как сказано выше, месторождения являются газоконденсатными, но кроме конденсата и метана, содержат серу, гелий, пропан, бутан и т. д. Кроме того, выявлены структуры, благоприятные для открытия новых месторождений газа, - это Восточно-Оренбургское поднятие, Соль-Илецкое сводовое поднятие, Предуральский прогиб. Этот газоносный район расположен в непосредственной близости к топливодефицитным районам европейской части России.

Многокомпонентный характер месторождений требует комплексного использования сырья. Этому способствуют и благоприятные условия для жизни людей. Поэтому Оренбургский ТПК будет характеризоваться высокой ролью обрабатывающих звеньев в отраслевой структуре промышленного комплекса. Общий замысел Оренбургского ТПК заключается в том, чтобы на базе месторождений природного газа создать крупный центр по его добычи для удовлетворения местных потребностей и потребностей европейских стран с организацией химических производств на основе комплексной переработки газа, обеспечивающей получение исходного сырья. Это укрепляет экономический потенциал Оренбургской области и создает предпосылки для последующего ускоренного развития в ней машиностроения высокой и средней металлоемкости на базе уральского металла.

Развитие добычи газа и сети газопроводов имеет важное значение для улучшения условий жизни сельского населения области и ведения сельскохозяйственного производства. Такое положительное влияние связано со строительством автодорог вдоль трасс газопроводов и газификацией сельских поселений. Все это способствует дальнейшему развитию сельского хозяйства области– важного поставщика высококачественного зерна, шерсти, мяса.

    В) Тимано- Печерская нефтегазоносная провинция

Занимает обширную территорию Республики Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области. Большая часть разведанных и прогнозных запасов этой провинции размещена в относительно неглубоких (800—3300 м) и хорошо изученных геологических комплексах. Здесь открыто более 70 нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Запасы газа находятся в основном на территории Республики Коми. Крупные месторождения газа—Вуктылское, Василковское, Вой-Вожское, Джеболское. Ведуться усиленные геолого-разведочные работы в акватории Баренцева моря. Европейский Север относится к перспективным районам, располагающим запасами топливных ресурсов, которые приурочены к Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции и шельфовой зоне морей Северного Ледовитого океана. Природный газ и газоконденсат содержат 94% метана и другие ценные компоненты. В настоящее время уделяется внимание освоению Штокмановского месторождения шельфовой зоны Баренцева моря с запасами, превышающими 3 трлн м3 и Ардалинского месторождения Архангельской области. Коренным образом изменилось экономико-географическое положение республики Коми, благодаря открытию западно-сибирского природного газа. Сооружение проходящих по территории республики газопроводов способствовало дорожному строительству, развитию строительной индустрии, линий электропередач до компрессорных станций и т. п. Все это создало дополнительные экономические предпосылки для освоения местных природных ресурсов, несмотря на суровые природные условия. На территории Тимано-Печерского ТПК открыты запасы природного газа. Особенностью наиболее известного газового месторождения–Вухтыловского является наличие запасов конденсата, из которого можно получать более дешевый бензин, чем из нефти. Вместе с тем наличие конденсата усложняет организацию добычи газа. Другая особенность Вухтыловского газового месторождения– это содержание этана – ценного сырья для органического синтеза. На территории Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции выявлен целый ряд нефтяных месторождений–Усинкое, Возейское и другие. Эти месторождения отличаются высоким содержанием попутного газа (в 2-3 раза больше, чем в месторождениях Волжско-Уральского бассейна и Западной Сибири). Указанные особенности газовых и нефтяных месторождений Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции требует комплексного использования нефти и газа.

Дальнейшее развитие Тимано-Печерского ТПК заключается в том, чтобы на базе местных природных ресурсов создать и развить добычу нефти, природного газа, алюминиевого и титанового сырья, заготовку и переработку древесины при одновременном развитии угледобычи, электроэнергетики. Реализация этого замысла позволит решить не только отраслевые проблемы, стоящие перед страной в части укрепления ее топливной и сырьевой базы, но и окажет влияние на формирование крупного хозяйственного комплекса на северо-востоке европейской части России– в Вологодской, Архангельской областях и республике Коми. Г) Нефтегазоносные области Северного Кавказа занимают территорию Краснодарского и Ставропольского краев, Чеченской и Ингушской республик, Дагестана, Адыгеи, Кабардино-Балкарии. На Северном Кавказе выделяются две нефтегазоносные области: Дагестанская и Грозненская. Грозненская расположена в бассейне реки Терек. Основные месторождения нефти и газа: Малгобекское, Горагорское, Гудермесское. Дагестанская область тянется широкой полосой от побережья Каспийского моря в западном направлении до Минеральных Вод, а в южной части ее границы проходят по предгорьям Большого Кавказа и охватывают территорию Северной Осетии, Чеченской и Ингушской республик, Дагестана. Важнейшие нефтегазоносные месторождения Дагестана— Махачкалинское, Ачису, Избербашское. Крупное месторождение газа в республике — Дагестанские огни. В пределах Северо-Западного Кавказа расположены Ставропольская и Краснодарская нефтегазоносные области. В Ставропольском крае крупными месторождениями газа являются Северо-Ставропольское и Пелагиадинское, в Краснодарском крае — Ленинградское, Майкопское и Березанское. Природный газ относится к высококачественному, содержит до 98% метана, имеет высокую теплотворную способность.

Д) Нефтегазоносные области Восточной Сибири в административном отношении охватывают территории Красноярского края, Иркутской области. В Красноярском крае - Таймырское, Мессояхское месторождения и в Иркутской области - Братское месторождение. К перспективным месторождениям относят Марковское, Пилятинское, Криволукское. Кроме того, с 1999 года на севере Иркутской области начали эксплуатировать Ковыткинское месторождение. Е) На Дальнем Востоке, в бассейне реки Вилюй на территории Республики Саха (Якутия) открыты 10 газоконденсатных месторождений, из них разрабатываются Усть-Вилюйское, Средне-Вилюйское, Мастахское; и на Сахалине - Оха и Тунгорское месторождения. Для решения топливо-энергетической проблемы на Дальнем Востоке большое значение имеет разработка газовых ресурсов Лено-Вилюйской провинции. Группа месторождений газа в Центральной Якутии сможет обеспечить потребности в нем не только Дальнего Востока, но и Восточной Сибири. В перспективе следует учитывать использование газа на территории Южно-Якутского ТПК в технологических процессах производства стали и фосфорных удобрений. Рациональное использование якутского природного газа не ограничивается промышленностью. Следует также учитывать потребление газа в коммунальной сфере. Собственные потребности Якутии при строительстве новых ГРЭС и других газоемких производств составят около 7 млрд куб. м газа в год. Это означает, что если ограничиваться только добычей газа для местных нужд республики, то придется законсервировать в ее недрах более чем 2/3 подготовленных к эксплуатации запасов природного газа, что снизит эффективность капиталовложений в его разведку и добычу. В тоже время широкое вовлечение природного газа Якутии в межрайонный оборот, а также поставки на внешний рынок повысят эффективность этих затрат в 3-4 раза. В отличие от нефти, природный газ не требует большой предварительной переработки для использования, но его необходимо сразу, отправлять к потребителю. Газ—главный вид топлива там, где нет других энергетических ресурсов. Он используется в промышленности (80%)— электроэнергетика, химия, металлургия, строительство, полиграфия, а также в быту. Сформировалось несколько регионов переработки газа— Оренбургский, Астраханский, Сосногорский (Республика Коми) и Западно-Сибирский. Они разнятся по номенклатуре и количеству выпускаемой продукции, что прежде всего объясняется объемом разведанных запасов ближайших месторождений и химическим составом добываемого здесь газа. В номенклатуру продукции газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) входят собственно товарный газ, сера, гелий, пропан-бутановая смесь, технический углерод, широкие фракции легких углеводородов, сжиженный газ, дизтопливо, различные виды бензинов, этан, этилен и др.

Производство каждого из этих видов продуктов распределено по основным регионам. Так, например, на Сосногорском заводе производят технический углерод, применяемый в полиграфической промышленности. Экспорт этого продукта растет, завод обеспечивает им не только Россию и страны СНГ, но и государства Центральной и Восточной Европы, Восточной и Юго-Восточной Азии, Скандинавию. Перспективы Сосногорского ГПЗ зависят от освоения месторождений Республики Коми, полуострова Ямал и севера Тюменской области. По последним данным, добыча газа в 1999 году составила 590, 7 млрд куб. м, или 100% к уровню 1998 года. В то же время предприятиями ОАО "Газпром" добыто 545, 6 млрд куб. м газа (92% общей добычи), что на 8 млрд куб. м меньше уровня 1998 года.

Потребителям России в 1999 году поставлено 336, 5 млрд куб. м, что на 7, 3 млрд. куб. м выше 1998 года. Поставка газа за пределы России составила 172, 3 млрд куб. м, что на уровне 1998 года.

В 1999 году закачано в подземные хранилища 54, 4 млрд куб. м газа, в то время как отбор газа из ПХГ России осуществлен в объеме 52, 6 млрд куб. м. [13] В 1999 году добыча нефти с газовым конденсатом составила 304, 8 млн т, что превышает уровень 1998 г. на 1, 5 млн тонн. Начиная с июня, обеспечен устойчивый рост добычи нефти с газовым конденсатом. В сравнении с 1998 годом рост добычи нефти обеспечен в нефтяных компаниях: "Сургутнефтегаз" - на 2, 4 млн. т (106, 8%), "Тюменская НК" - 0, 41 млн. т (102. 1%), "КомиТЭК" - 0, 12 млн. т (103, 4%), "НГК Славнефть" - 0, 15 млн. т (101, 3%), практически сохранили уровни добычи 1998 года ОАО НК "ЮКОС", ОАО "НК ЛУКОЙЛ" и ОАО "ОНАКО". По состоянию на 01. 01. 99 в разработке в стране находилось 1137 нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу нефти и конденсата на которых осуществляли 15 нефтяных компаний, 7 организаций РАО "Газпром", 80 мелких самостоятельных российских нефтедобывающих организаций и 44 совместных предприятия с иностранными инвестициями.

Существующая система налогообложения, а также проблема неплатежей привели за последние годы к значительному снижению темпов ввода в разработку новых месторождений, снижению объемов эксплуатационного бурения и обустройства этих месторождений, невыполнению принятых проектных уровней добычи нефти.

    5. 2. 4. Перспективы развития газовой промышленности.

В перспективе 2000 - 2010 гг. исключительно важным направлением признано развитие отраслей высокоэффективных качественных видов жидкого и газообразного топлива для нефтехимии. К настоящему времени разведанность запасов в европейских регионах России и Западной Сибири достигает 65— 70% но нефти и 40 —45% но газу, в то же время Восточная Сибирь и Дальний Восток освоены только на 6– 8%, а шельфы морей - лишь на 1 %. Именно на эти труднодоступные регионы (включая север Тюменской и Архангельской областей) приходится около 46% перспективных и более 50% прогнозных ресурсов нефти и около 80% природного газа. В связи с этим очень важно не допустить развала геологических организаций и увеличить масштабы геологоразведочных работ на нефть и газ для создания прочной сырьевой базы в будущем. В “Энергетической стратегии”после 2000 г. в качестве главного приоритета по добыче топлива рассматривается природный газ, способный обеспечить более 50% всего производства первичных топливно-энергетических ресурсов. Газовая промышленность будет развиваться прежде всего за счет крупных месторождений Тюменской и Томской, а также Оренбургской и Астраханской областей. Кроме того, большие надежды возлагаются на создание новых крупных центров по добыче природного газа и Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. В дальнейшем возможны формирование и экспорт потоков газа из этих районов. При таких подходах к развитию добычи природного газа требуется выполнить конкретную реконструкцию всей системы газоснабжения с целью осуществления поставок газа на внутрироссийские нужды и на экспорт для дальнейшего улучшения энергетической и экономической эффективности, подготовить систему ПГХ для повышения надежности газоснабжения народного хозяйства, кратно увеличив при этом извлечение полезных компонентов из добываемого газа. Предусматривается ускорить газификацию сельской местности всех районов. Особую важность проблема газификации сел и городов приобретает и районах Восточной Сибири и Дальнего Востока. Намечено увеличить использование газа как моторного топлива, реконструировать существующие и строить новые электростанции в городах и селах страны. Помимо Западной Сибири важную роль и газоснабжении потребителей будут играть Уральский и Поволжский районы России.

В ближайшей перспективе намечаются работы по вовлечению в хозяйственный оборот новых месторождений нефти и газа полуострова Ямал, Западной Сибири и Восточной Сибири (Красноярский край и Иркутская область) и освоению месторождений нефти и газа, расположенных на континентальном шельфе, 70% территории которого перспективны в нефтегазоносном отношении. Для освоения перспективных месторождений потребуется привлечение иностранного капитала. Так, в Западной Сибири американская компания "Амоко" будет участвовать в эксплуатации Приобского месторождения. На базе Ардалинского месторождения Тимано-Печорской провинции работает российско-американское предприятие. Благоприятны перспективы совместного освоения месторождений шельфовой зоны острова Сахалин с привлечением японского и американского капиталов.

Что касается экспорта, то крупнейшим на сегодняшний день проектом "Газпрома" по увеличению поставок газа за рубеж является строительство трансконтинентальной газовой магистрали "Ямал—Европа" общей протяженностью 4000 км. Этот трубопровод пройдет от месторождений полуострова Ямал через Центральную Россию и Белоруссию в Польшу, Германию (от главной магистрали в будущем предполагается сооружение ответвлений в разные европейские страны). Он будет строиться 10—15 лет, но начать поставки газа по этой магистрали Россия сможет уже в 1997— 1999 гг. Интересными представляются многие другие проекты транспортировки российского газа. Например, российско-болгарский проект для перекачки газа в Грецию (до этого российский газ поступал через Болгарию только в Турцию). Другой проект—новый южно-европейский газопровод, который должен пройти по территории Словакии, Венгрии, Словении с выходом в Северную Италию и соединить эти страны с магистралью "Ямал-Европа".

Изучаются возможности транспортировки природного газа из России в Западную Европу северным маршрутом— через Финляндию, Швецию, Данию. А также — в страны Восточной Азии —КНР, КНДР и Республику Корея (после создания газодобывающего района в Иркутской области и Якутии) и т. д.

    5. 3. Угольная промышленность.

Угольная промышленность –одна из ведущих отраслей ТЭК. Уголь используют как технологическое сырье (в виде кокса) в черной металлургии и химической промышленности (коксовые газы) для производства минеральных удобрений и пластмасс, а также уголь используют как энергетическое сырье для производства электроэнергии на ТЭС, для отопления жилищ. Общие геологические запасы угля в России оцениваются в 4 трлн тонн. В России сосредоточено 12% мировых запасов угля. До революции Россия занимала 6 место в мире по добыче и 20% потребляемого угля закупала за границей (в основном из Германии). Бывший СССР занимал 1-ое место по добыче и экспорту угля. Россия занимает 4-ое место в мире (1-ое– Китай, потом США, ФРГ) по добыче каменного угля. Добыча угля в России (в млн. тонн):

    1913 – 29
    1988 – 425
    1997 – 244
    1999 - 249
    Основными причинами снижения добычи угля являются:
    Падение платежеспособного спроса на уголь
    Низкий технологический уровень угольной промышленности
    Плохие социальные условия жизни шахтеров

Разрушение централизованных аппаратов планирования и управления Не функционирование рыночных отношений.

Среди отраслей ТЭК угольная промышленность находится в наиболее кризисном состоянии. Угольной промышленности предстоит болезненная реконструкция, убыточные и неперспективные шахты (42 из 236) будут закрыты. В настоящее время государственная корпорация "Рос уголь" разрабатывает план оптимизации отрасли и пути перехода ее к рыночным отношениям, будет происходить дальнейшее акционирование предприятий и их объединение. Угледобыча будет сохранена, но на новых условиях, следовательно, на данный период главными задачами являются: стабилизация уровня добычи угля, привлечение инвестиций государства и кредитов МБРР, внедрение новых технологией. В перспективе необходимо осуществлять структурную перестройку отрасли, снизить издержки на добычу, сократить число убыточных предприятий, увеличить мощность на действующих эффективных предприятиях. Перспектива угольной промышленности связана с увеличением доли открытой добычи угля (сейчас она составляет 60%). Это наиболее производительный и дешевый способ. Однако, не теряет своего значения и подземный способ добычи, т. к. необходимы высококачественные коксующиеся угли.

Господствующие угли –каменные угли (они составляют 2/3 общих запасов). Интересны пропорции между каменными и бурыми углями в территориальном отношении. В европейской части России 4/5 углей–каменные угли. На Урале наоборот бурых углей больше. А в Сибири бурых углей в 4 раза меньше, чем каменных. Из общих геологических запасов угля в стране 95% приходится на восточные районы, в том числе, более 60% - на Сибирь. Месторождения угля расположены группами, образуя бассейны:

Кузбасс находится на территории Кемеровской области. Запасы –725 млрд тонн. Это основная база добычи каменного угля (50% от всей добычи по стране). Частично уголь добывается открытым способом. Угль–коксующийся, высокого качества. Основные потребители: Сибирь, Урал, Центральный район, Поволжье.

Печорский бассейн находится на территории республики Коми за полярным кругом. Запасы – 240 млрд тонн. Наиболее крупные шахты – Инта, Воргошовская. Условия добычи угля – тяжелые. Уголь – коксующийся. Основные потребители –европейский север (в т. ч. Череповецкий металлургический комбинат), Северо-Западный район, центральная Россия.

Восточное крыло Донбасса находится в Ростовской области. Запасы – 40 млрд тонн. Основные потребители – европейская часть России. 9% всей добычи по стране. Южноякутский бассейносваивается с 80-х годов. Действует Нерюгринский разрез, ГРЭС (более 2 млн Квт-час). Значение этого бассейна возросло со строительством малого БАМа, который строится до Якутска. Уголь экспортируется в Японию. Канско-Ачинский буроугольный бассейн. Запасы –600 млрд тонн. Основа энергетики Восточной России. Себестоимость угля низкая, т. к. добывается открытым способом. Основной потребитель– ГРЭС Сибири. Электроэнергия транспортируется в западную часть России. Подмосковный буроугольный бассейн находится на территории Смоленской, Тульской, Калужской областей. Бассейн Кизел находится на Урале в Пермской области. Уголь плохого качества. Челябинский буроугольный бассейн в районе города Копейск.

    Иркутский бассейн.

Райчихинский буроугольный бассейн на Дальнем Востоке у города Благовещенск. Бурейский бассейн в Хабаровском крае (на реке Бурея у города Средний Упал). Каменный уголь. Бассейн Суган у города Партизанск. Каменный уголь.

    Буроугольный бассейн Артем в Приморском крае.
    Южно-сахалинский бассейн. Каменный уголь.

Перспективные бассейны: Тунгусский, Ленский, Таймырский – входят в десятку крупнейших по запасам угля бассейнов мира. В развитии угольной промышленности произошел явный сдвиг добычи угля в восточные районы. Они дают 3/4 угля в стране, характеризуясь преобладанием добычи над потреблением. В результате неизбежны массовые железнодорожные перевозки угля с востока на запад, которые в перспективе станут еще значительнее.

    Приложение № 1

По итогам 1999г. во всех отраслях российской промышленности Госкомстатом был зарегистрирован прирост объемов производства. По сравнению с 1998г. в электроэнергетике он составил 0, 2 %; в топливной промышленности– 2, 4 %. Производство основных видов ТЭР по России.

    Единица
    измерения
    Январь-декабрь
    Январь-март
    1999 г.
    1998 г.
    99/98, %
    2000 г.
    1999 г.
    00/99, %
    Нефть (включая
    газокондесат)
    млн. т
    304, 8
    303, 3
    100, 5
    77. 7
    74, 4
    104, 4
    Газ
    млрд. т
    590, 7
    591, 4
    99, 9
    159, 4
    160, 8
    99, 1
    Уголь
    млн. т
    249, 1
    231, 9
    107, 4
    71, 1
    67, 2
    105, 7
    Выработка
    электроэнергии
    млрд.
    кВт. ч
    845, 4
    827, 2
    102, 2
    252, 3
    241, 7
    104, 4
    Первичная пере
    работка нефти
    млн. т
    168, 6
    163, 7
    103, 0
    42, 5
    40, 1
    106, 0
    Производство
    нефтепродуктов
    - автобензин
    - дизтопливо
    - топочный мазут
    млн. т
    26, 5
    46, 9
    52, 2
    25. 9
    45, 1
    55, 2
    102, 2
    103, 9
    94, 5
    6, 4
    12, 0
    12, 5
    6, 1
    11, 1
    12, 1
    106, 3
    108, 0
    103, 1
    Приложение № 2
    6. Заключение

Располагая 2, 8% населения и 12, 8% территории мира, Россия имеет 12-13% прогнозных ресурсов и около 12% разведанных запасов нефти, 42% ресурсов и 34% запасов природного газа, около 20% разведанных запасов каменного и 32% запасов бурого угля. Суммарная добыча за всю историю использования ресурсов составляет в настоящее время по нефти 17% от прогнозных извлекаемых ресурсов и по газу 5%. Обеспеченность добычи разведанными запасами топлива оценивается по нефти и газу в несколько десятков лет, а по углю - значительно выше. Существующая минерально-сырьевая база урана способна обеспечить его добычу, лишь частично покрывающую потребности атомной промышленности.

Считается, что ресурсы определенного вида топлива в стране хорошо освоены и существенное наращивание добычи маловероятно, если доля извлеченного топлива в прогнозных ресурсах составляет около 25 %. В России к этому рубежу приближается использование нефти, а по газу и углю ресурсные ограничения обусловлены не размерами запасов, а стоимостью их освоения.

В нефтяной промышленности происходит качественное ухудшение сырьевой базы отрасли. Западно-Сибирская и Урало-Поволжская нефтегазоносные провинции будут оставаться главными нефтедобывающими регионами страны, хотя многие крупные месторождения здесь вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Доля трудноизвлекаемых запасов с низкими дебитами скважин (менее 10 т/сутки) составляет 55-60% и продолжает расти. Потенциальная добыча “новых” нефтегазоносных провинций Европейского Севера, Восточной Сибири и Дальнего Востока кратно меньше, чем “старых”, и освоение их будет весьма затратным. Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном следующими факторами–уровнем мировых цен на топливо, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

Расчеты показывают, что уровни добычи нефти в России могут составить в 2010 г. и 2020 г. соответственно до 335 и 360 млнт. *

Основным нефтедобывающим районом России на всю рассматриваемую перспективу останется Западная Сибирь, хотя ее доля к 2020 г. и снизится до 58-55% против 68% в настоящее время. После 2010 г. масштабная добыча нефти начнется в Тимано-Печорской провинции, на шельфе Каспийского и северных морей, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Всего на Восток России к 2020 г. будет приходиться 15-20% нефтедобычи в стране.

В течение всей рассматриваемой перспективы останется актуальной задача повышения коэффициента извлечения нефти и комплексного использования углеводородного сырья.

Для обеспечения внутренней потребности России в качественном моторном топливе, смазочных маслах, спецжидкостях и других нефтепродуктах, а также экспорта нефтепродуктов, Энергетической стратегией предусматривается рост объемов переработки нефти к 2015-2020 гг. до 220-225 млн т/год с одновременным увеличением глубины переработки до 75-80% в 2010 г. и до 85% к 2020 г. Исходя из особой роли нефтеперерабатывающей промышленности в обеспечении обороноспособности страны, Энергетическая стратегия приоритетное внимание уделяет мерам по стимулированию развития отрасли и задачам государства по регулированию ее деятельности. Основное направление развития нефтепереработки–модернизация и коренная реконструкция действующих НПЗ с опережающим строительством мощностей по углублению переработки нефти, повышению качества нефтепродуктов и производству катализаторов.

В целях приближения производства нефтепродуктов к их потребителям возможно строительство новых высокоэффективных нефтеперерабатывающих заводов средней мощности в районах концентрированного потребления нефтепродуктов, а в удаленных северных и восточных районах допустимо развитие сертифицированных малых НПЗ с полным циклом переработки нефти.

Целевой задачей отрасли является также обеспечение сырьем (прямогонным бензином, бензином для химии, сжиженными нефтяными газами, ароматическими углеводородами, мономерами, сырьем для сажи и др. ) нефтехимической промышленности, продукция которой на порядок выше стоимости продукции собственно нефтепереработки.

В газовой промышленности базовые месторождения Западной Сибири, обеспечивающие основную часть текущей добычи, в значительной мере уже выработаны: Медвежье– на 78%, Уренгойское – на 67%, Ямбургское– на 46%. Основной резервный фонд разведанных месторождений размещен в Западной Сибири. Это уникальные по запасам месторождения п-ва Ямал, Заполярное месторождение, менее крупные и конденсатсодержащие залежи глубокого залегания в Надым-Пур-Тазовском районе. Открыты крупнейшие месторождения на шельфах Баренцева, Охотского и Карского морей. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке разведано свыше 2, 7 трлн м3 запасов газа, из которых разрабатывается лишь 7, 4%.

Из неразведанных ресурсов газа 42, 3% размещены на шельфах северных морей. Из неразведанных ресурсов суши около 43% приходится на Восточную Сибирь и Дальний Восток, 47% на северные районы Западной Сибири. В Европейской зоне основные приросты прогнозируются в Прикаспии, где газ характеризуется высоким содержанием сероводорода и углекислоты.

Чтобы обеспечить расширенное воспроизводство сырьевой базы отрасли, необходимо развивать опережающими темпами поисковые работы в перспективных нефтегазоносных районах с высокой результативностью работ с целью подготовки фонда структур для глубокого разведочного бурения.

Перспективные уровни добычи газа в России будут в основном определяться теми же факторами, что и нефти, однако большее значение будут иметь внутренние цены на газ. Уровни добычи газа могут составить в 2010 г. и в 2020 г. 655 и 700 млрд м3 соответственно*.

Чтобы иметь надежную сырьевую базу при намеченных темпах отбора разведанных запасов, в перспективе до 2020 г. необходимо обеспечить приросты не менее 3, 0 трлн м3 эффективных запасов в каждое пятилетие (то есть, обеспечивающих цену добычи не выше 34-40 дол. /тыс. м3, а отпускную– с учетом транспорта – не выше 70 дол. /тыс. м3). Основным газодобывающим районом страны на всю рассматриваемую перспективу остается Надым-Пур-Тазовский район Западной Сибири, хотя его доля и снизится к 2020 г. примерно до 64-60% против 87% в настоящее время.

Начиная с 2006 г. для компенсации снижения добычи газа необходимо ввести в разработку месторождения в акваториях Обской и Тазовской губ, Штокмановское на шельфе Баренцева моря, а в последний период - месторождения полуострова Ямал. Опережение развития добычи газа на Штокмановском месторождении по отношению к месторождениям Ямала обуславливается меньшими в 1, 5 раза удельными затратами. Кроме того, освоение месторождений полуострова Ямал сдерживается нерешенностью экологических проблем.

В целом по отрасли добыча газа на действующих месторождениях составит к 2020 г. около 142 млрд м3. Свыше 76% добычи свободного газа должны быть освоены на новых месторождениях. Региональное значение имеет программа освоения мелких, низкодебитных месторождений и залежей, особенно в экономически развитых европейских районах.

Особое внимание в Энергетической стратегии уделено комплексному использованию газовых ресурсов Ямало-Ненецкого автономного округа– основной газодобывающей базы России на всю рассматриваемую перспективу. Продолжится газификация ряда регионов России, в том числе крупных промышленных центров южной части Западной и Восточной Сибири, Дальнего Востока, обусловленная, прежде всего необходимостью решения здесь экологических проблем. Общий прирост сети распределительных газопроводов составит до 75-80 тыс. км за пятилетие, из них более 75%—в сельской местности при массовом применении полиэтиленовых труб, обеспечивающем снижение стоимости и сроков строительства, соответственно, в 1, 5-2 и 3 раза. Это позволит к 2021 г. дополнительно газифицировать до 10, 5 млн квартир, из них 7, 5 млн– в сельской местности.

Важное место в структуре топливоснабжения села и рассредоточенных потребителей останется за сжиженным газом, потребление которого прогнозируется увеличить в 1, 2-1, 3 раза.

В рассматриваемый период предстоит также создать научно-производственную базу для широкомасштабного подводно-подледного освоения перспективных ресурсов углеводородного сырья на шельфах арктических морей (Карского, Лаптевых, Восточно-Сибирского и др. ), включая технологии его добычи, переработки на месте в моторные топлива и транспортировки на внутренние и внешние рынки. Учитывая важную роль систем трубопроводного транспорта энергоресурсов в энергетическом обеспечении жизнедеятельности общества, государство сохранит за собой контроль за деятельностью в этой сфере и соответствующую собственность в указанных системах– полную в системах магистральных нефтепроводов и частичную – в системе магистральных газопроводов. Для подачи газа потребителям и обеспечения транзита потребуется существенное развитие Единой системы газоснабжения и строительство газотранспортных систем в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Всего в рассматриваемый период будет необходимо заменить 23 тыс. км линейной части магистральных газопроводов и отводов, провести модернизацию и замену газоперекачивающих агрегатов (ГПА) суммарной мощностью 25 тыс. МВт и построить около 22 тыс. км новых магистральных газопроводов и межсистемных перемычек.

Угольная промышленность располагает достаточной сырьевой базой для полного удовлетворения потребностей экономики России в угольном топливе. Однако в современных экономических условиях уголь значительно уступает газу и нефтетопливу по затратным и экологическим показателям его использования потребителями и фактически замыкает топливно-энергетический баланс. Наращивание производственного и экономического потенциала отрасли должно обеспечить снижение риска в энергообеспечении России от возможного невыполнения целевых установок по добыче газа и вводу АЭС. Отрасль должна иметь необходимые резервы по наращиванию объемов добычи угля до 500 млн т/год к 2020 г. В соответствии с оптимальной структурой топливно-энергетического баланса, принятого в Энергетической стратегии России, востребованные объёмы добычи угля по стране составят до 335 млн т в 2010 г. и до 430 млн в 2020 г. Названные уровни добычи угля в целом обеспечены разведанными запасами, что не исключает необходимости определенных дополнительных геолого-разведочных работ. Принципиально важно, что в отличие от быстро дорожающих газа и нефти, цены на угль за счет вовлечения в отработку более эффективных его запасов, улучшения хозяйственной организации отрасли и, главное, научно-технического прогресса в добыче, переработке и транспортировке угля, в период 2001-2010 гг. будут изменяться более медленными темпами, а в период 2011-2020 гг. за счет широкомасштабного вовлечения в разработку канско-ачинских углей цена на энергетические угли может быть даже снижена (на 10-15% к уровню 2010 г. ). Тенденция относительного удешевления угля сохранится и в последующее десятилетие, что служит важным аргументом для увеличения его роли в топливно-энергетическом балансе страны.

Удовлетворение потребности экономики страны в угольном топливе будет связано с развитием добычи угля в бассейнах федерального значения–Кузнецком и Канско-Ачинском. Межрегиональное значение будут иметь месторождения Восточной Сибири, Печорского, Донецкого и Южно-Якутского бассейнов. В период 2001-2020 гг. с учетом выбытия из-за отработки запасов и ликвидации убыточных предприятий (до 60 млн т производственных мощностей по добыче угля), потребность в строительстве новых мощностей составит около 200 млн т, из них в Кузнецком бассейне– 75 млн т, в Канско-Ачинском – свыше 70 млн т. , на месторождениях Дальнего Востока –20 млн т. Предусмотрено строительство 10 новых шахт и 16 разрезов, из них: в Кузнецком бассейне - 7 разрезов и 5 шахт (Талдинское, Ерунаковское, Караканское и Соколовское месторождения);

в Канско-Ачинском бассейне - 3 разреза (Березовское и Абанское месторождения); на Дальнем Востоке - 1 шахта и 2 разреза (на Ургальском и Эльгинском месторождениях).

В целях роста конкурентоспособности угля на рынке энергоресурсов важное значение в рассматриваемый период должно приобрести улучшение качества угольной продукции. Для этого предусматривается широкое применение наиболее прогрессивных методов переработки и обогащения углей и переход на международную систему управления качеством (ISO 9000) на предприятиях угольной промышленности.

Атомная промышленность и энергетика рассматриваются в Энергетической стратегии как важнейшая часть энергетики страны, поскольку атомная энергетика потенциально обладает необходимыми качествами для постепенного замещения значительной части традиционной энергетики на ископаемом органическом топливе, а также имеет развитую производственно-строительную базу и достаточные мощности по производству ядерного топлива. При этом основное внимание уделяется обеспечению ядерной безопасности и, прежде всего безопасности АЭС в ходе их эксплуатации. Кроме того, требуется принятие мер по заинтересованности в развитии отрасли общественности, особенно населения, проживающего вблизи АЭС. Для обеспечения запланированных темпов развития атомной энергетики после 2020 г. , сохранения и развития экспортного потенциала уже в настоящее время требуется усиление геологоразведочных работ, направленных на подготовку резервной сырьевой базы природного урана.

Максимальный вариант роста производства электроэнергии на АЭС соответствует как требованиям благоприятного развития экономики, так и прогнозируемой экономически оптимальной структуре производства электроэнергии с учетом географии ее потребления. При этом экономически приоритетной зоной размещения АЭС являются европейские и дальневосточные регионы страны, а также северные районы с дальнепривозным топливом. Меньшие уровни производства энергии на АЭС могут возникнуть при возражениях общественности против указанных масштабов развития АЭС, что потребует соответствующего увеличения добычи угля и мощности угольных электростанций, в том числе в регионах, где АЭС имеют экономический приоритет.

Основные задачи по максимальному варианту –строительство новых АЭС с доведением установленной мощности атомных станций до 32 ГВт в 2010 г. и до 52, 6 ГВт в 2020 г. и продление назначенного срока службы действующих энергоблоков до 40-50 лет их эксплуатации с целью максимального высвобождения газа и нефти; экономия средств за счет использования конструктивных и эксплуатационных резервов.

В этом варианте, в частности, намечена достройка в 2000-2010 годы 5 ГВт атомных энергоблоков (двух блоков– на Ростовской АЭС и по одному –на Калининской, Курской и Балаковской станциях) и новое строительство 5, 8 ГВт атомных энергоблоков (по одному блоку на Нововоронежской, Белоярской, Калининской, Балаковской, Башкирской и Курской АЭС). В 2011–2020 гг. предусмотрено строительство четырех блоков на Ленинградской АЭС, четырех блоков на Северо-Кавказской АЭС, трех блоков Башкирской АЭС, по два блока на Южно-Уральской, Дальневосточной, Приморской, Курской АЭС–2 и Смоленской АЭС –2, на Архангельской и Хабаровской АТЭЦ и по одному блоку на Нововоронежской, Смоленской и Кольской АЭС– 2.

Одновременно в 2010 –2020 гг. намечено вывести из эксплуатации 12 энергоблоков первого поколения на Билибинской, Кольской, Курской, Ленинградской и Нововоронежской АЭС. Основные задачи по минимальному варианту –строительство новых блоков с доведением мощности АЭС до 32 ГВт в 2010 г. и до 35 ГВт в 2020 г. и продление назначенного срока службы действующих энергоблоков на 10 лет.

Основой электроэнергетики России на всю рассматриваемую перспективу останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли составит к 2010 г. 68%, а к 2020 г. – 67-70% (2000 г. –69%). Они обеспечат выработку, соответственно, 69% и 67-71% всей электроэнергии в стране (2000 г. – 67%).

Учитывая сложную ситуацию в топливодобывающих отраслях и ожидаемый высокий рост выработки электроэнергии на тепловых электростанциях (почти на 40-80 % к 2020 г. ), обеспечение электростанций топливом становится в предстоящий период одной из сложнейших проблем в энергетике.

Суммарная потребность для электростанций России в органическом топливе возрастет с 273 млн т у. т. в 2000 г. до 310-350 млн т у. т. в 2010 г. и до 320-400 млн т у. т. в 2020 г. Относительно не высокий прирост потребности в топливе к 2020 г. по сравнению с выработкой электроэнергии связан с практически полной заменой к этому периоду существующего неэкономичного оборудования на новое высокоэффективное, что требует осуществления практически предельных по возможностям вводов генерирующей мощности. В высоком варианте в период 2011-2015 гг. на замену старого оборудования и для обеспечения прироста потребности предлагается вводить 15 млн кВт в год и в период 2016-2020 гг. до 20 млн кВт в год. Любое отставание по вводам приведет к снижению эффективности использования топлива и соответственно к росту его расхода на электростанциях по сравнению с определенными в Стратегии уровнями.

Необходимость радикального изменения условий топливообеспечения тепловых электростанций в европейских районах страны и ужесточения экологических требований обусловливает существенные изменения структуры мощности ТЭС по типам электростанций и видам используемого топлива в этих районах. Основным направлением должно стать техническое перевооружение и реконструкция существующих, а также сооружение новых тепловых электростанций. При этом приоритет будет отдан парогазовым и экологически чистым угольным электростанциям, конкурентоспособным на большей части территории России и обеспечивающим повышение эффективности производства энергии. Переход от паротурбинных к парогазовым ТЭС на газе, а позже–и на угле обеспечит постепенное повышение КПД установок до 55 %, а в перспективе до 60 % что позволит существенно снизить прирост потребности ТЭС в топливе.

Для развития Единой энергосистемы России Энергетической стратегией предусматривается:

создание сильной электрической связи между восточной и европейской частями ЕЭС России путем сооружения линий электропередачи напряжением 500 и 1150 кВ, а за 2010 г. и передач постоянного тока, проходящих по территории России. Роль этих связей особенно велика в условиях необходимости переориентации европейских районов на использование угля, позволяя заметно сократить завоз восточных углей для ТЭС;

усиление межсистемных связей транзита между ОЭС Средней Волги – ОЭС Центра –ОЭС Северного Кавказа, позволяющего повысить надежность энергоснабжения региона Северного Кавказа, а также ОЭС Урала– ОЭС Средней Волги – ОЭС Центра и ОЭС Урала – ОЭС Северо-Запада для выдачи избыточной мощности ГРЭС Тюмени; усиление системообразующих связей между ОЭС Северо-Запада и Центра; развитие электрической связи между ОЭС Сибири и ОЭС Востока, позволяющей обеспечить параллельную работу всех энергообъединений страны и гарантировать надежное энергоснабжение дефицитных районов Дальнего Востока. Нетрадиционные возобновляемые энергоресурсы (биомасса, солнечная, ветровая, геотермальная энергия и т. д. ) потенциально способны с избытком обеспечить внутренний спрос страны. Однако экономически оправданное применение нетрадиционных технологий использования возобновляемых энергоресурсов ещё будет составлять единицы процентов от общего расхода энергоресурсов. Сводные данные о перспективах развития энергетического сектора России показаны в таблице

    Таблица
    Прогноз развития энергетического сектора России
    Показатели
    2000 г.
    2005 г.
    2010 г.
    2015 г.
    2020 г.
    Производство первичных энерго
    ресурсов – всего – млн. т у. т.
    в том числе:
     
    1417
    1430
    1500
    1455
    1575
    1500
    1660
    1525
    1740
     нефть и конденсат, млн. т
     323
    308
    327
    305
    335
    305
    345
    305
    360
    природный и попутный газ, млрд. м3
    584
    580
    600
    615
    655
    640
    690
    660
    700
    уголь, млн. т
    258
    270
    300
    290
    335
    320
    370
    340
    430
    атомная энергия, млрд. кВт. ч
    131
    155
    175
    190
    205
    210
    260
    235
    340
    гидроэнергия, млрд. кВт. ч
    165
    165
    170
    170
    177
    180
    190
    190
    200
    нетрадиционные
    возобновляемые энергоресурсы,
    млн. т у. т.
    1
    3-4
    5-7
    8-12
    12-20
    Суммарное производство
    электроэнергии, млрд. кВт. ч
    876
    970
    1020
    1055
    1180
    1135
    1370
    1240
    1620
    Объем переработки нефти, млн. т
    174
    175
    185
    185
    200
    190
    220
    200
    225
    Суммарное производство
    теплоэнергии, млн Гкал
    2060
    2120
    2185
    2200
    2315
    2300
    2470
    2420
    2650

*Примечание: в числителе — для пониженного, в знаменателе — для благоприятного варианта развития экономики. Намечаемые уровни развития и технического перевооружения отраслей энергетического сектора страны невозможны без соответствующего роста производства в отраслях энергетического (атомного, электротехнического, нефтегазового, нефтехимического, горношахтного и др. ) машиностроения, металлургии и химической промышленности России, а также строительного комплекса. Их необходимое развитие– задача всей экономической политики государства. 8. Список использованной литературы:

И. А. Родионова, Т. М. Бунакова “Экономическая география ”, М. :1998г. Фейгин В. Газовая промышленность России: состояние и перспективы. /Вопросы экономики. 1998 г. № 1

ТЭК – важнейшая структура российской экономики. /Промышленность России. 1999 г. №3 Нефть и газ: Прогноз добычи и спроса на нефть и природный газ /БИКИ 1999г. № 143.

Угольная промышленность России: проблемы и перспективы. / Маркетинг 1995г. № 4. “География”, № 38, октябрь 1997г. (еженедельное приложение к газете “Первое сентября”). Научно – аналитический журнал “ТЭК” 2000 г. № 2.

Ежемесячный производственно – массовый журнал “Энергетик” 2001 г. № 1.

    7. Приложения
    План:
    Введение.
    ТЭК России (выступление В. В. Путина).
    Состояние ТЭК.
    Электроэнергетика.
    Состояние электроэнергетики России.

Существующее положение в электроэнергетике и необходимость реструктуризации. Топливная промышленность.

    Нефтяная промышленность.
    Нефтяные базы России. Нефтедобывающие предприятия России:
    А) Западно –Сибирская база;
    Б) Волго – Уральская база;
    В) Тимано – Печерская база.
    Газовая промышленность.

Состав и значение газовой промышленности в народном хозяйстве России. Место газа в ТЭКе.

    Развитие и размещение газовой промышленности России:
    А) Западно – Сибирская нефтегазовая провинция;
    Б) Волго – Уральская нефтегазовая провинция;
    В) Тимано – Печерская нефтегазовая провинция;
    Г) Нефтегазоносные области Северного Кавказа;
    Д) Нефтегазоносные области Восточной Сибири;
    Е) Дальний Восток.
    Перспективы развития газовой промышленности.
    Угольная промышленность.
    Заключение.
    Приложения.
    Список использованной литературы.

Страницы: 1, 2