В условиях становления и развития рыночных отношений Западная Сибирь сохраняет роль крупнейшей топливноэнергетической и экспортной базы страны. Опыт вхождения в рынок уже сейчас реализовался в Западной Сибири в виде крупнейшего государственного газового концерна РАО «Газпром», который не только предотвратил спад производства, но и постепенно наращивает мощности. Весьма интенсивно идет процесс акционирования и в других отраслях ТЭК. В первую очередь - в угольной и нефтяной промышленности.
Электроэнергетика Западной Сибири развивается на базе ресурсов газа и угля. Наиболее крупные тепловые электростанции находятся в Сургуте, Уренгое, в Кузнецком угольном бассейне. В перспективе энергетика будет развиваться на базе дешевых углей Канско-Ачинского бассейна. Энергоснабжение нефтегазового комплекса осуществляется за счет тепловых электростанций в Сургуте, Нижневартовске и Уренгое.
Регулирование тарифов на электро- и теплоэнергию. Созданная в 1994 г. Федеральная энергетическая комиссия (ФЭК) получила полномочия утверждать тарифы на электроэнергию, отпускаемую ГРЭС и ГЭС, входящими в состав РАО "ЕЭС России" и АЭС оптовым покупателям (региональным энергосистемам), а также потребителям при возникновении у них разногласий с региональными энергетическими комиссиями (РЭК).
ФЭК проводит зонирование оптового рынка электроэнергии, разделяя территорию страны на энергозоны, в пределах которых производится усреднение стоимости производства электроэнергии электростанциями, закрепленными за данным зональным рынком. В настоящее время действуют 5 таких зон:
- Северо-Запад (без АО "Колэнерго", "Карелэнерго", "Комиэнерго"), Центр, Урал, Западная Сибирь, Средняя Волга;
- Юг (в границах ОЭС Юга);
- Сибирь (в границах ОЭС "Сибирь");
- Забайкалье (АО "Бурятэнерго" и АО "Читаэнерго");
- Дальний Восток (в границах ОЭС Дальний Восток).
Тарифы на электрическую энергию на розничном рынке в каждом субъекте РФ устанавлива- етрегиональная энергетическая комиссия (РЭК), которая организуется при местной администрации. Фактически региональные энергосистемы (облэнерго) закупают электроэнергию по усредненным оптовым ценам и затем перепродают ее (вместе с энергией, произведенной на собственных электростанциях) по розничной цене потребителям.
Существует Положение о государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию, которое ежегодно корректируется и утверждается Минтопэнерго РФ. В России сложилась практика пересмотра тарифов один раз в квартал с помесячной индексацией с учетом темпов инфляции и регулирования тарифов электростанций - субъектов оптового рынка электроэнергии.
Справка
В основу дифференциации тарифа на электроэнергию по категориям потребителей положено несколько принципов. Тарифы устанавливаются исходя из принципа самофинансирования региональных энергосистем и входящих в их состав электростанций. Они дифференцируются по территории и по категориям потребителей.
Выделены следующие категории потребителей - промышленные и приравненные к ним, оптовые потребители - перепродавцы, производители сельскохозяйственной продукции, электрифицированный транспорт железнодорожный и коммунальный, непромышленные потребители, население городское и сельское. В категории промышленных потребителей выделены две подгруппы: имеющие заявленную мощность свыше 750 кВА и менее этой величины.
Тарифы для промышленных потребителей обычно устанавливаются несколько выше, чем тарифы для населения и сельскохозяйственных потребителей (используется т.н. "перекрестное субсидирование"). Хотя на федеральном уровне проводится политика сближения энерготарифов для различных категорий потребителей (в 1994 г. были приняты постановления о сокращении числа льготников и доведении тарифов на электроэнергию для населения до уровня себестоимости плюс 5% рентабельности, для сельхозпредприятий - плюс 15% рентабельности), на местах ее результаты пока не очень заметны.
Энергетическая политика РЭК весьма различна. В одних регионах до последнего сдерживается рост тарифов, а затем происходит их резкий скачок и цикл повторяется снова, в других придерживаются тактики плавного роста тарифов. Различной является и "тарифная" нагрузка на промышленные предприятия, косвенно субсидирующие тарифы для льготных категорий энергопотребителей.
Результатом взаимодействия политики ФЭК и РЭК является территориальная дифференциация уровня энерготарифов для предприятий. Как правило, энергоизбыточные регионы формируют более благоприятную энергетическую среду для промышленного производства, чем энергодефицитные территории. При этом всегда нужно учитывать, какой уровень власти - федеральный или региональный контролирует межрегиональные потоки.
В целом уровень тарифов на электроэнергию в России пока остается ниже, чем на оптовом рынке Европы. Это обстоятельство могут использовать экспортеры промышленной продукции.
Энергетическая политика скрывает в себе потенциальные противоречия. Так, региональные власти недовольны утратой контроля над энерготарифами, энергоемкие промышленные предприятия - установлением завышенных энерготарифов, подрывающих конкурентоспособность продукции. Единственной возможной альтернативой этому может стать строительство собственных генерирующих источников. Ряд крупных энергоемких предприятий уже приступил к реализации такого рода проектов.
Что касается тарифов на теплоэнергию, то муниципальные предприятия "Тепловые сети", так же как и электросети, закупают тепло у теплоэлектростанций, принадлежащих РАО "ЕЭС России" и перепродают их населению и предприятиям. Промышленные предприятия в большинстве своем содержат собственные источники тепла. Перекрестное субсидирование здесь не дает большого эффекта, поскольку на долю населения приходится около 80-90% объема потребленного у "Теплосетей" тепла. Ставки оплаты тепла для населения не могут покрыть 1/3 себестоимости тепла, поэтому значительная часть поступлений в "Тепловые сети" идет из городской казны в виде дотаций (до 80%).
Помимо централизованного теплоснабжения, в России широко развита сеть котельных установок различных типов и форм собственности. Многочисленные котельные находятся на балансе местных органов самоуправления. Поэтому даже в пределах одного населенного пункта тариф может быть разным в зависимости от принадлежности котельной. При этом централизация теплоснабжения обычно ведет к снижению стоимости тепловой энергии.
Топливно-энергетический комплекс Омской области базируется на внешних сырьевых ресурсах: экибастузском и кузнецком угле, сырой нефти и природном газе среднеобских нефтегазовых месторождений. Годовой объем потребления угля составляет около 6 млн. т. Омская область входит в число 43 энергодефицитных (и энергозависимых) регионов России. Основные предприятия отрасли сосредоточены в г. Омске.
Структура основных производственных фондов в промышленности Омской области достаточно наглядно отражает состояние производственных мощностей. Несмотря на то, что на долю топливной промышленности приходится только около 15,4% основных фондов, в середине 1990-х гг. реализация продукции этой отрасли занимала более 50% объема реализации продукции промышленности в текущих ценах, а в сопоставимых ценах - более 2/3.
Рост удельного веса топливной промышленности объяснялся не увеличением объема реализации продукции этой отрасли (в сопоставимых ценах он даже упал), но падением производства в машиностроении, химии и нефтехимии, лесной, деревообрабатывающей, целлюлознобумажной промышленности и легкой промышленности.
Для омской электроэнергетики были характерны наименьшие темпы спада производства (около 85% от уровня 1992 г.) и топливной промышленности (около 85% от уровня 1992 г.). При этом падение производства в основных энергоемких отраслях, таких как химическая и нефтехимическая (в 3,9 раза), машиностроение и металлообработка (почти в 4 раза), а также общее снижение промышленного производства (почти в 2 раза), сопровождаются снижением выработки электроэнергии всего на 15,6%.
Меры администрации Омской области и общее улучшение экономической ситуации в стране привели к изменению негативных тенденций. В результате к 2002 г. доля топливной промышленности в промышленном производстве области сократилась до 10,6% к итогу. Произошло это главным образом за счет роста промышленного производства в регионе.
Омская энергосистема является открытым акционерным обществом “Акционерная компания энергетики и электрификации “Омскэнерго”, представляет собой комплекс электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей, связанных общностью режима работы и имеющих централизованное оперативно-диспетчерское управление. РАО ЕЭС владеет контрольным пакетом АО “Омскэнерго”.
В настоящее время АК "Омскэнерго" обеспечивает 100% потребности Омской области в электрической энергии за счет собственной генерации и покупки электроэнергии на федеральном оптовом рынке (ФОРЭМ). Централизованным теплоснабжением от теплоисточников АК "Омскэнерго" охвачено порядка 70% жилого фонда города Омска. Установленная совокупная мощность собственной генерации - 1655 МВт. Тепловая мощность - 6 283,7 Гкал/час. Специфические особенности Омской энергосистемы:
- развитие централизованного теплоснабжения на основе комбинированного производства электрической и тепловой энергии омскими ТЭЦ-3, ТЭЦ-4 и ТЭЦ-5;
- дефицит мощности - 30% от общего электропотребления области покрывается за счет перетоков из РЭС Казахстана по трем ВЛ-500 кВт и ОЭС Сибири по сетям 110 -220 кВт.
- использование экибастузского угля, импортного для России, доля которого в структуре топливного баланса энергосистемы доходит до 60%.
ТЭЦ-2 - одна из старейших ТЭЦ, построенная в 1941 г. До 1997 года в качестве основного топлива использовался уголь Кузнецких месторождений, с мая 1997 г. начался перевод котлов на сжиженный газ и частично на природный газ. Сегодня семь из девяти котлов ТЭЦ-2 работают на газе, а два - на угле. В ближайшие 3-5 лет планируется реконструкция ТЭЦ-2 и замена котлов, некоторые из которых построены еще в 1939 году.
ТЭЦ-3 - одна из самых мощных теплоэлектроцентралей. Работает на сжиженном газе и на природном газе Тевризского месторождения Омской области.
ТЭЦ-4 - была построена для теплоэлектроснабжения северо-западного промышленного узла города Омска (ОНПЗ, Химпром, "Омский каучук" и ряд более мелких предприятий). Первые агрегаты (котел и турбина) сданы в эксплуатацию в 1965 году. Последняя очередь строительства ТЭЦ-4 была завершена в 1982 году. Проектная мощность ТЭЦ - 685 МВт. Основное оборудование: 12 паровых котлов, 2 водогрейных котла и 9 турбогенераторов мощностью от 50 до 135 МВт. Численность работников теплоэлектроцентрали - около 1500 человек. В качестве топлива ТЭЦ-4 использует уголь.
В работе находятся не более 7 котлов одновременно (в зимний период) и четыре турбогенератора. Сегодня генерирующие мощности ТЭЦ-4 сильно недогружены. По различным причинам сократилось потребление вырабатываемого станцией пара давлением 15 атмосфер. Даже в зимний период выработка электроэнергии составляет в среднем 320-350 МВт.
ТЭЦ-5 - самая молодая из омский ТЭЦ. Работает на экибастузском угле.
ТЭЦ-6 - относится к омскому «долгострою». Падение в 1990-х гг. промышленного потребления электроэнергии снизили актуальность ее строительства. И сейчас на первом месте для развития омской энергетики стоит оптимизация использования уже имеющихся мощностей, а не ввод новых.
Для передачи электрической энергии потребителям используется 46,3 тыс. км воздушных и 244 км кабельных линий электропередач. Протяженность магистральных теплотрасс, находящихся на балансе Тепловых сетей АК "Омскэнерго" - 248,3 км. Общее количество работающих в ОАО "АК "Омскэнерго" - около 13 000 человек.
6 июня 2002 года проектный комитет РАО "ЕЭС России" одобрил проект реформирования ОАО "АК "Омскэнерго". На первом этапе, который должен завершиться до 1 января 2003 года, будет происходить реорганизация акционерного общества в форме выделения. До 1 января 2004 года планируется осуществить инвестиционный этап, на котором предполагается участие муниципальных и региональных органов власти.
В результате выделения будут созданы четыре профильных акционерных общества - ОАО "Омская электросетевая компания", ОАО "Омская электрогенерирующая компания", ОАО "Омская тепловая компания" и ОАО "Омская энергосбытовая компания". Активы ТЭЦ-3,-4,-5 и строительная площадка ТЭЦ-6 передаются Омской электрогенерирующей компании. Активы Теплосетей, ТЭЦ-2 и КРК будут переданы Омской тепловой компании.
Кроме того, в ходе первого этапа реформирования должны быть учреждены 100-процентное дочернее акционерное общество "Энергосбыт ТЭК" и еще несколько дочерних акционерных компаний, в уставный капитал которых будут переданы сервисные и непрофильные активы энергокомпании. После завершения первого этапа реформирования ОАО "АК "Омскэнерго" станет управляющей компанией с полномочиями исполнительного органа всех акционерных обществ, созданных путем выделения.
Вопросы ввода новых и модернизации существующих генерирующих мощностей, обновления сетевого хозяйства станут основными на втором - инвестиционном этапе реформирования омской энергосистемы. Износ основных фондов АК "Омскэнерго" составляет в среднем 56%, а собственная генерация составляет 68% от потребляемой в регионе электроэнергии. В качестве инвесторов рассматриваются крупные потребители Омской области, такие, к примеру, как компания "Сибнефть", поставщик экибастузского угля "Евроазиатская энергетическая корпорация", компании "Access Industries" и "Alstom".
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.
Нефтегазодобывающий комплекс Западной Сибири обеспечен ресурсами на многие десятки лет. Развитие нефтяной промышленности, согласно энергетической стратегии Российской Федерации, должно быть обеспечено за счёт увеличения добычи нефти в Западной Сибири до 255 - 270 млн. т, в том числе в Ханты-Мансийском автономном округе - до 200-220 млн. т, в Ямало-Ненецком автономном округе до 40-50 млн. т, на юге Тюменской области до 1,5-2,0 млн. т и т.д. Добыча нефти и конденсата в Ханты-Мансийском автономном округе может быть доведена в 2010 г. до 235 млн. т, с последующим сохранением достигнутого уровня за счёт ввода в действие новых месторождений.
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.
УРОК ГЕОГРАФИИ В 9 КЛАССЕ
Тема: ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Тип урока: урок систематизации и обобщения знаний
План урока:
I. Организационный момент.
II. Систематизация знаний.
Западно-Сибирский ТПК (Обь - Иртышский) расположен в Томской и Тюменской области , включающей Ханты - Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа. Сформирован был комплекс благодаря наличию на данной территории разнообразных полезных ископаемых (в первую очередь топливных - нефть и газ) и других природных ресурсов (лесных и водных).
По запасам и добычи нефти и природного газа этот регион является в России лидером. К числу крупнейших относятся нефтяные месторождения: Самотлорское, Усть-балыкское, Сургутское, Мегионское и др.; а так же газовые: Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и пр. Нефть и газ этого региона отличаются высокими качественными показателями. Ресурсы углеводородного сырья уникальны по масштабам и высокой экономической эффективности. Помимо топлевно - энергетических ресурсов ТПК обладает крупными минирально-сырьевыми запасами железных и полиметаллических руд (Западно-Сибирский бассейн)
Однако большая часть территории комплекса расположена в зоне Тундры и Тайги и отличается суровыми природно-климатическими условиями. Это обусловливает повышенные расходы на обустройство населения и большие затраты на капитальное строительство. Слабо развита инфраструктура, особенно транспортная сеть.
Основные отрасли специализации ТПК - нефтяная и газовая лесная и лесоперерабатывающая промышленность. В перспективе - развитие нефтехимии, машиностроение со специализацией на производстве машин и оборудования для потребности нефте - и газодобывающей промышленности.
Нефтяная промышленность - отрасль тяжелой индустрии, включающая разведку нефтяных и нефтегазовых месторождений, бурение скважин, добычу нефти и попутного газа, трубопроводный транспорт нефти.
Нефтяная промышленность сегодня - это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям.
Что значит нефть сегодня для народного хозяйства страны?
· сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей;
· источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт);
· сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.
Нефть - наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.
Следовательно, выделяется еще одна проблема - разбалансированность внутриотраслевой структуры нефтяной промышленности.
Особенности размещения нефтеперерабатывающей промышленности
Размещение предприятий нефтеперерабатывающей промышленности зависит от размеров потребления нефтепродуктов в разных районах, техники переработки и транспортировки нефти, территориальных соотношений между ресурсами и местами потребления жидкого топлива.
Добытая из недр земли нефть содержит большое количество песка, солей и воды. Нефть нужно очистить, поэтому она сначала поступает на нефтеочистительные заводы, которые строят обычно в районах ее добычи. Затем очищенная нефть поступает на нефтеперерабатывающие заводы, которые строятся в районах потребления нефтепродуктов.
Нефтеперерабатывающая промышленность вырабатывает нефтепродукты (мазут, бензин, керосин, дизельное топливо, смазочные масла), которые непосредственно используются потребителями. Технический прогресс в транспортировке нефти привел к отрыву нефтеперерабатывающей промышленности от нефтедобывающей. Переработка нефти чаще сосредотачивается в районах массового потребления нефтепродуктов.
Между тем приближение нефтеперерабатывающей промышленности к местам потребления нефтепродуктов имеет ряд преимуществ, связанных с ее транспортировкой и хранением:
транспортировка нефти всегда экономичнее перевозки ее многочисленных производных;
для транспортировки нефти могут быть широко использованы трубопроводы которые, помимо сырой нефти, осуществляют перекачку светлых продуктов;
хранение сырой нефти обходится дешевле, чем нефтепродуктов;
потребитель получает возможность одновременно использовать ю нефть, поступающую из разных районов.
Размещение переработки нефти приобретает повсеместный характер. В то же время экономический фактор становится лимитирующим.
Нефтепереработка в разных районах страны находится в зависимости не только от качества исходной сырой нефти, но и от того, такие виды топлива в местных условиях оказываются наиболее эффективными.
Нефтеперерабатывающие заводы разместились на трассах нефтепроводов (Нижний Новгород, Рязань, Москва, Кириши, Полоцк , Орск, Омск, Ангарск), на водных путях (Волгоград, Саратов, Сызрань, Самара, Ярославль, Хабаровск) и в морских портах (Туапсе), куда сейчас проложены трубопроводы. Поэтому удельных вес районов добычи нефти в ее переработке резко сокращается. В них сосредоточена еще значительная часть нефтеперерабатывающих заводов (Уфа, Салават, Ишимбай, Грозный), идет интенсивная их реконструкция и зачастую расширение. Новых заводов в районах добычи нефти уже не строят. Они сооружаются на трассах нефтепроводов идущих на восток (Ачинск).
Эта тенденция территориального разрыва нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности еще больше усилилась в связи с превращением Западной Сибири в главную базу добычи нефти страны.
В настоящее время там имеется лишь один центр переработки нефти в Омске, куда поступает небольшая часть добываемого в районе жидкого топлива.
Транспорт нефти. Магистральные нефтепроводы
В настоящее время география нефтеперерабатывающей промышленности не совпадает с районами ее переработки. Поэтому задачи транспортировки нефти привели к созданию большой сети нефтепроводов. По размеру грузооборота нефтепроводный транспорт в 2,5 раза превзошел железнодорожный в части перевозок нефти и нефтепродуктов. Транспортировка нефти по нефтепроводам стоит в настоящее время дороже, чем перевозка по воде, но значительно дешевле, чем перевозка по железной дороге.
На железной дороге основной поток нефти образуется в Западной Сибири и Поволжье. Из Западной Сибири нефть по железной дороге транспортируется на Дальний Восток, Южный Урал и страны центральной Азии. Из Урала нефть везут на Запад, Северный Кавказ и Новороссийск.
Транспортировка нефти водным путем обходится дешевле и экономичней других видов транспортировки, однако из-за географических особенностей нашей страны используется мало, в основном при перевозки нефти на экспорт, а также по внутренним бассейнам страны (Ленский, Амурский) и северному морскому пути.
Трубопроводы - наиболее эффективное средство транспортировки нефти (исключая морские перевозки танкерами). Пропускная способность нефтепровода диаметром 1200 мм составляет 80-90 млн. т в год при скорости движения потока нефти 10-12 км/ч.
Трубопроводный транспорт является важной подотраслью нефтяной промышленности. На сегодняшний день сформировалась развитая сеть магистральных нефтепроводов, которая обеспечивает поставку более 95% всей добываемой нефти при средней дальности перекачки 2300 км. В целом вся сеть нефтепроводов представлена двумя неравными по значимости и условиям управления группами объектов: внутрирегиональными, межобластными и системой дальних транзитных нефтепроводов. Первые обеспечивают индивидуальные связи промыслов и заводов, вторые - интегрируют потоки нефти, обезличивая ее конкретного владельца . Связывая очень большое число нефтедобывающих предприятий одновременно со многими нефтеперерабатывающими заводами и экспортными терминалами, нефтепроводы этой группы образуют технологически связную сеть - единый объект экономического и режимного управления, которая получила название системы дальних транзитных нефтепроводов и в которую входят такие трубопроводы, как Нижневартовск - Курган - Самара; Усть-Балык - Курган - Уфа - Альметьевск; Сургут - Полоцк; Холмогоры - Клин; Самара - Тихорецкая; система нефтепроводов "Дружба" и другие трубопроводы, включая выходы к экспортным терминалам.
В свое время создание нефтяной базы между Волгой и Уралом намного улучшило снабжение нефтью центральных и восточных районов страны. Занимая выгодное транспортно-географическое положение, Волго-Уральский район вызвал появление целой системы магистральных нефтепроводов, идущих по следующим направлениям:
На восток - Туймазы - Омск - Ангарск; Туймазы - Омск; Уфа - Новосибирск (нефтепродукты); Уфа - Курган - Петропавловск (нефтепродукты);
На запад - нефтепровод "Дружба" от Альметьевска через Самару - Брянск до Мозыря (Белоруссия), откуда в Польшу, Германию, Венгрию, Чехию, а также с ответвлением: Унеча - Полоцк - Вентспилс; Самара - Пенза - Брянск (нефтепродукты); Альметьевск - Нижний Новгород - Рязань - Москва с ответвлением Нижний Новгород - Ярославль - Кириши (Северо - Запад);
На юг - Пермь - Альметьевск; Альметьевск - Саратов; Ишимбай - Орск.
Формирование в Западной Сибири главной нефтяной базы страны изменило ориентацию основных потоков нефти. Волго-Уральский район теперь "повернут" целиком на запад. Важнейшие функции дальнейшего развития сети магистральных нефтепроводов перешли к Западной Сибири. Отсюда нефтепроводы идут по следующим направлениям:
На запад - Усть-Балык - Курган - Альметьевск; Нижневартовск - Самара - Лисичанск - Кременчуг - Херсон - Одесса; Сургут - Новополоцк; Самара - Лисичанск - Грозный - Баку;
На юг - Шаим - Тюмень; Усть-Балык - Омск - Павлодар - Чимкент - Чарджоу;
На восток - Александровское - Анжеро-Судженск. Для транспортировки нефти на запад, так и восток используются трубопроводы Волго-Уральского района восточного направления.
Из других магистральных направлений, возникших под влиянием добычи нефти в разных районах, выделяются Волгоград - Новороссийск; Грозный - Армавир - Туапсе; Грозный - Армавир - Донбасс (нефтепродукты); Ухта - Ярославль; Оха - Комсомольск-на-Амуре.
Причины упадка нефтедобывающей промышленности в 90-х гг.
За время развития совершенствовались технические способы добычи. Однако этот процесс был значительно замедлен из-за экстенсивного пути, по которому пошла советская нефтяная промышленность, когда увеличение объемов добычи достигалась в основном не автоматизацией производства и внедрения современных эффективных методов, а разработкой новых месторождений. Такое развитие обусловило старение технологий, что стало одной из причин настоящего спада. С конца 80-х годов до конца 90-х наблюдался спад (за 1годы объем добычи сократился более чем на 20%), главные причины которого заключаются в следующем:
· крупные и высокодебитные месторождения эксплуатируемого фонда, составляющие основу ресурсной базы, в значительной степени выработаны;
· резко ухудшились по своим кондициям и вновь приращиваемые запасы. За последнее время практически не открыто ни одного крупного высокопродуктивного месторождения;
· сократилось финансирование геологоразведочных работ. Так в Западной Сибири, где степень освоения прогнозных ресурсов составляет около 35 процентов, финансирование геологических работ, начиная с 1989 года сократилось на 30 процентов. На столько же уменьшились объемы разведочного бурения;
· остро не хватает высокопроизводительной техники и оборудования для добычи и бурения. Основная часть технических средств имеет износ более 50 процентов, только 14 процентов машин и оборудования соответствует мировым стандартам, 70 процентов парка буровых установок морально устарело и требует замены. С распадом СССР усугубилось положение с поставками нефтепромыслового оборудования из стран СНГ.
· низкие внутренние цены на нефть не обеспечивают самофинансирования нефтедобывающих предприятий (эта ситуация сохраняется и сегодня после серии повышений цен на нефть). В итоге произошло серьезное ухудшение материально - технического и финансового обеспечения отрасли;
· нехватка эффективного и экологичного оборудования с особой остротой создает в отрасли проблему загрязнения окружающей среды (авария в Коми). На решение этой проблемы отвлекаются значительные материальные и финансовые ресурсы, которые не участвуют непосредственно в увеличении добычи нефти;
· не определен единообразный собственник месторождений нефти и газа, с которым следует иметь дело отечественным и зарубежным организациям, а также частным лицам;
· задолженность республик за поставленную нефть и нарастающий кризис неплатежей
Итак, упадок нефтедобывающей промышленности был обусловлен наличием комплекса взаимосвязанных причин. Выход из настоящего положения был затруднен глобальным характером стоящих проблем.
Задачи перспективного развития отрасли
Выход из сложившегося кризисного положения в нефтяной промышленности Правительство Российской Федерации и Минтопэнерго связывают не с дополнительными государственными инвестициями, а с последовательным развитием рыночных отношений. Предприятия отрасли должны самостоятельно зарабатывать необходимые для их отрасли средства, а Правительство - создавать им для этого необходимые экономические условия.
В указанном направлении уже предприняты крупные меры. Задания по поставкам нефти для государственных нужд сокращены до 20% ее добычи, остальные 80% предприятия имеют право реализовать самостоятельно. Ограничивается лишь вывоз ее из России, чтобы не оставить российский рынок без нефтепродуктов в условиях существующего несоответствия внутренних и мировых цен на нефть.
Практически снят контроль за уровнем внутренних цен на нефть.
Государство регулирует лишь предельно допустимый уровень рентабельности в цене.
Важное значение для повышения эффективности функционирования нефтяного комплекса России имеет проводимая в настоящее время работа по его акционированию и приватизации. В процессе акционирования принципиальные изменения происходят в организационных формах. Государственные предприятия по добыче и транспорту нефти, ее переработке и нефтепродуктообеспечению преобразуются в акционерные общества открытого типа. При этом 38% акций указанных обществ остается в государственной собственности. Для коммерческого управления пакетами акций, находящихся в государственной собственности, образовано специальное Государственное предприятие "Роснефть", которому передаются пакеты государственных акций около 240 акционерных обществ, в том числе по добыче нефти и газа - 26, по нефтепереработке - 22, по нефтепродуктовому обеспечению - 59, а также по производству масел и смазок, переработке газа, бурению скважин, геофизике, машиностроению, науке и другим видам обслуживающих производств. В состав "Роснефти" вошли также различные ассоциации, банки, биржи и другие организации.
Для управления акционерными обществами по транспорту нефти и нефтепродуктов созданы акционерные компании "Транснефть" и "Транснефтепродукт", которым передается 51% акций акционерных обществ. В связи с особенностями функционирования предприятий по транспорту нефти и нефтепродуктов их приватизация в настоящее время запрещена.
Перспективы развития нефтяной промышленности России на предстоящий период в определяющей мере зависят от состояния ее сырьевой базы. Россия обладает крупными неразведанными ресурсами нефти, объем которых кратно превышает разведанные запасы. Результаты анализа качественной структуры неразведанных ресурсовнефти в России свидетельствует об их неидентичности разведанным запасам. Ожидается, что открытие новых крупных месторождений возможно главным образом в регионах с низкой разведанностью - на шельфах северных и восточных морей, в Восточной Сибири. Не исключена вероятность открытия подобных месторождений в Западной Сибири. В этом регионе прогнозируется открытие еще нескольких тысяч нефтяных месторождений.
Внедрение новых методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов сдерживается высокими капитальными вложениями и удельными эксплуатационными затратами на их применение по сравнению с традиционными способами добычи нефти.
В связи с этим Минтопэнерго РФ разрабатываются предложения о принятии в законодательном порядке ряда мер, направленных на экономическое стимулирование применения новых эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов. Эти меры позволят улучшить финансирование научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по созданию новых технологий и технических средств, активнее развивать материально-техническую базу институтов, занимающихся разработкой новых методов, а главное - более динамично наращивать добычу нефти из месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.
Сотрудничество с иностранными фирмами в области нефтегазодобывающей отрасли приобретает все большие масштабы. Это вызывается как необходимостью привлечения в создавшихся экономических условиях иностранного капитала, так и стремлением использования применяемых в мировой практике наиболее прогрессивных технологий и техники разработки нефтегазовых месторождений, которые не получили должного развития в отечественной промышленности.
Прогнозы развития нефтяной промышленности в Западной Сибири
К 2020 году ожидаемые объемы добычи нефти в Западной Сибири составят 290-315 млн. тонн в год. Максимальная добыча ожидается в 2010 году - 290-348 млн. тонн в год.
По предварительным подсчетам, к 2020 году предполагаемый российский объем добычи - 520-600 млн. тонн в год (см. таблицу ).
Нефть по ВСТО будет поставляться в страны Азиатско-Тихоокеанского региона, на долю которого приходится 28% общемирового потребления нефти. Основными потребителями углеводородов являются Китай (30 %), Япония (24 %), Южная Корея (10,6 %), Индия (9,9 %), Индонезия (5,1 %) и Австралия (3,8 %).
Для реализации проекта строительства магистральных нефтепроводов "Восточная Сибирь - Тихий океан" на гг. предусматривается строительство 4386 км линейной части диаметром 1020 мм и 4250 тыс. кубических метров резервуарного парка, в том числе, 1240 тысяч метров кубических на терминалах (морской нефтеперегрузочный комплекс на нефтебазе "Перевозная"). Предусмотрено четыре этапа реализации проекта с организацией комбинированной трубопроводно - железнодорожной транспортировки по маршруту Тайшет (Иркутская область) - Перевозная (Приморский край). На первом этапе планируется построить участок магистрального нефтепровода до станции Ангаракан протяженностью 1180 м для перевалки нефти на конце участка - железнодорожной двусторонней эстакады с сопутствующими сооружениями. На нефтебазе "Перевозная" планируется строительство резервуарной емкости, наливных насосных и причальных сооружений, терминала с двумя причалами. Из Западной Сибири на этом этапе будет транспортировано 10 млн. тонн нефти в год. На втором этапе реализации программы запланировано строительство магистрального нефтепровода до станции Сковородино (Амурская область) протяженностью 1090 км, для перевалки нефти на конце участка - трех двусторонних эстакад для одновременного налива, 3-х маршрутов с сопутствующими сооружениями. На нефтебазе "Перевозная" запланировано строительство резервуарной сливо-наливной емкости. На этом этапе планируется транспортировать 24 млн. тонн нефти в год из Западной Сибири. На третьем этапе предусматривается строительство участка магистрального нефтепровода до нефтебазы "Перевозная". На самой нефтебазе - строительство дополнительной резервуарной емкости, причальных сооружений с двумя причалами, объектов увеличения пропускной способности построенных ранее участков трубопровода. Транспортировка на этом этапе составит 50 млн. тонн нефти в год. На четвертом этапе - строительство объектов расширения участков трубопровода, построенных ранее, и нефтебазы "Перевозная". Запланированная транспортировка нефти 80 млн. тонн в год.
Программа рассчитана на гг.
Заключение
На развитие нефтяной промышленности Западной Сибири оказывают определяющее влияние три группы проблем. Первая группа проблем связана с наследием т. н. планового хозяйства (а точнее, бесхозяйственности) правительства СССР. Вторая группа проблем возникла после либерализации экономики и установления рыночных отношений в отрасли. В период смены форм собственности произошла утрата контроля властей над финансовыми потоками, что привело к валу неплатежей, бартеру, эмиссии денежных суррогатов и другим хроническим проблемам. Третья группа связана с ухудшение мировой конъюнктуры рынка нефти, вызванной ее перепроизводством . Все эти негативные факторы привели к тому, что в течение последнего десятилетия объемы нефтедобычи неуклонно падали. В первом полугодии 1997 г. впервые наметился перелом негативной тенденции. Это связано как с временным расширением спроса на мировых рынках, так и ростом деловой активности внутри страны. Повышенный интерес иностранных инвесторов вызывает их привлечение к новым гигантским месторождениям региона. Ведущие нефтяные компании объединяют усилия с зарубежными концернами, такими, как Arco, Elf Aquitania и др. для совместной доразведки и эксплуатации этих месторождений.
Среди множества негативных факторов, сдерживающих развитие нефтяной отрасли, существует один наиболее труднопреодолимый. Поскольку система трубопроводов в России не позволяет транспортировать нефть отдельными партиями, сырая нефть поступает в систему единым потоком и смешивается. Подобная схема ведет к непредсказуемости качества поставляемой нефти и создает серьезные проблемы, особенно для зарубежных потребителей. Это приводит к снижению цен, поскольку клиенты зачастую требуют скидку за потенциальное ухудшение качества нефти. К тому же такая система ведет к выравниванию положения компаний, добывающих нефть существенно различного качества.
Библиографический список использованной литературы
1. Алекперов интегрированные нефтяные компании России, М.- 1996.
2. Березин и газ Западной Сибири. М.- 2002г
3. Динков промышленность вчера, сегодня, завтра.-Москва, ВНИИОЭНГ 2006г
4. Иголкин А. Нефть Родины // Наш современник. 1998. №5.
5. Крюков нужна России национальная нефтяная компания // ЭКО.2001 г. № 4
6. Крюков канистры и пустые карманы //ЭКО. 1999. №1.
7. , Шишов география России.- М. 2005г.
10. Рачков Б. Эта коварная "нефтяная игла"// Экономика и жизнь. 1998 г. №34
13. Соколов С., Горбатиков В. Нефть Западной Сибири. Журнал Технополис, №6, 2006 год
14. Степанов экономика. - М. 2001г.
15. и др. Нефть в структуре энергетики.- Москва, Наука 1989г
"Сургутнефтегаз" – одна из крупнейших российских нефтяных компаний. Сфера деятельности компании охватывает разведку, обустройство и разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу и реализацию нефти и газа, производство и сбыт нефтепродуктов и продуктов нефтехимии.
Территория по среднему течению реки Оби, в районе города Сургута, в середине шестидесятых годов стала одним из первых районов добычи нефти и газа в Западной Сибири. В 1993 году на базе имущественного комплекса производственного объединения "Сургутнефтегаз" было основано одноименное акционерное общество.
ТЭК — это совокупность отраслей добычи и переработки нефти, природного газа, угля, урана и производства энергии на тепловых, атомных и гидроэлектростанциях. В состав ТЭК входят также трубопроводы и линии электропередач, поставляющие топливо, тепло, электроэнергию потребителям.
Рост производства топлива и электроэнергии долгие годы служил главным фактором успешного развития мировой экономики. Поэтому за 1950-2000 гг. добыча каменного угля выросла в мире в 4,0 раза, нефти — в 7 раз, природного газа — в 12 раз, а производство электроэнергии — в 15 раз.
Начиная с 70-х гг. развитые страны перешли на политику энергосбережения. Снижение расхода энергии на единицу продукции стало важнейшим критерием экономического прогресса. Но общий рост потребления топливных ресурсов продолжается и 2/3 его приходится на развитые страны.
В России сформировался мощный топливно-энергетический комплекс, по масштабу развития уступающий только США. Богатые ресурсы не только обеспечивают потребности страны, но и крупный экспорт на мировой рынок. В период экономических реформ ТЭК пострадал меньше других, сократив выпуск продукции лишь на 15-25% при общем спаде производства на 50%. ТЭК направляет на мировой рынок около 40% своей продукции, что обеспечивает 2/3 валютных поступлений, поддерживающих экономику и социальную сферу страны.
Более 50% природного газа идет на экспорт, и эта доля будет увеличиваться, т.к. цена газа за рубежом в 7-8 раз выше, чем на внутреннем рынке. Его получают страны СНГ и Балтии, большинство стран Центральной Европы, Германия, Франция, . Благодаря российскому газу в Европе в 2 раза снизилось сжигание бурого угля, что улучшило ее экологию и эффективность энергетики.
Экспорт газа — наиболее прибыльное его использование. Поэтому Россия укрепляет свое доминирующее положение на европейском рынке, обеспечивая более надежные пути экспорта газа и расширяя круг его потребителей. В добавление к действующим сооружается новый газопровод «Ямал-Европа» с двумя ветками — через Финляндию и Белоруссию. Построен газопровод «Голубой поток» по новому экспортному направлению — от к , по его дну в и далее пойдет в страны Средиземного моря. Разрабатываются проекты газопроводов в Азиатской России — из Сибири в Китай и на Дальний Восток.
Вместе с тем использование газа в самой России сейчас не экономично, т.к. цены ограничены покупательной способностью рынка. Обсуждаются возможности перевода ряда ТЭС с газового топлива на уголь, который уступает ему по эколого-экономической эффективности, но эта мера позволит использовать ресурсы газа с большим эффектом для страны, во всяком случае — на этапе восстановления ее экономики.
Стоимость природного газа в России для всех типов потребителей по сравнению с другими видами топлива намного ниже, чем в других .
Нефть — главный энергоноситель в современном мире. По добыче, переработке и экспорту нефти Россия занимает 1-е — 2-е места в мире. В России сейчас добывается около 500 млн. т, до 70% которой получают в Ханты-Мансийском А.О. Западной Сибири. Остальную нефть дают Волго-Уральской и Тимано-Печорский бассейны. Спад в добыче в 90-е годы преодолен, но работали лишь старые промыслы и не осваивались новые месторождения. Вместе с тем нефтяные запасы достаточно велики. Наиболее перспективными являются Каспийский и Сахалинский бассейны, запасы которых начинают осваиваться. Их разработка приблизит добычу нефти к главным потребителям Европейского региона, а также обеспечит нефтью Дальний Восток.
Основная часть нефти передается трубопроводами, но ежегодно увеличивается доля железнодорожного транспорта для перевозки нефти. По их сети, протяженностью более 60 тыс. км, нефть поступает на заводы нефтепереработки и нефтехимии в Центральной России, Поволжье, Западной и Восточной Сибири. В годы реформ объемы переработки несколько снизились и около половины добываемой сырой нефти идет на экспорт.
В период 90-х гг. нефтяная отрасль, вместе с газовой, сыграла главную роль в сохранении страны на мировом рынке. Нефть экспортируется во многие страны Европы, включая , а также в США и страны СНГ. У России есть перспектива расширения этой торговли. Для ее развития существующие нефтепроводы, проходящие через , Белоруссию и Прибалтику, дополняются новыми ветками, прямо выходящими к морским портам России — Приморску — на Балтике, Новороссийску на и др. Рассматриваются проекты экспортных нефтепроводов и на востоке страны — в Китай, Корейский п-ов и др.
Развитие экспорта сырой нефти является вынужденной мерой, вызванной экономической ситуацией. Главным должно стать развитие нефтепереработки и нефтехимии, продукция которых имеет меньше конкурентов на мировом рынке и менее подвержена колебаниям цен, а сами отрасли соответствуют статусу развитой страны. Недостатком экспорта нефти является и то, что стоимость ее добычи в северных районах, с учетом дальней транспортировки, многократно выше, чем в теплых странах ОПЕК, расположенных вблизи морских портов, и поэтому с трудом выдерживает конкуренцию с ними. Во многом прибыль отрасли определяется мировыми ценами на нефть.
Проектирование и строительство новых нефтепроводов (и в меньшей степени газопроводов) обусловлено геополитическими причинами и конкуренцией поставщиков энергоносителей для Европы (Россия, Иран, Азербайджан и др. страны).
Добыча угля — это наиболее трудоемкая и наименее прибыльная отрасль ТЭК. По потенциальным его запасам Россия занимает 1-е, по разведанным — 3-е место в мире. Добыча угля с 1990 по 2006 год снизилась с 400 до 300 млн. т., и Россия со 2 места в мире перешла на 5-е. Основные запасы угля находятся в Сибири; там же, в Кузнецком и Канско-Ачинском бассейнах, сосредоточено 3/4 его добычи. Остальной уголь дают Воркутинский и Донецкий бассейны в Европейской части. Каменный уголь сохраняет большое значение как топливо для тех районов Сибири и Дальнего Востока, где нет нефти и газа, а также в металлургии, при выплавке чугуна.
Наиболее дорогостоящий способ добычи — шахтный — дает сейчас менее половины угля. При этом многие шахты устарели и требуют закрытия. Перспективы отрасли связаны с открытой добычей угля: с созданием карьеров на запасах, лежащих близко к поверхности, и строительством около них крупных электростанций. Россия экспортирует каменный уголь в небольшом размере в соседние страны, но вывоз его быстро растет.
В России запасы угля обеспечивают ее потребности на сотни лет вперед и при разработке новых эффективных способов добычи — подземной газификации, гидродобычи и др. — он может сохраниться как ее ценный топливный ресурс.
Энергетика — отрасль ТЭК, производящая электро- и тепловую энергию и доставляющая ее потребителям. По ее развитию можно судить об экономической мощи страны. По производству электроэнергии (в 1990 г. — 1080, в 2005 г. — около 950 млрд. кВт/ч.) Россия занимает 4-е место в мире. Более 70% электроэнергии производится на тепловых станциях (ТЭС), работающих на газе, мазуте, угле и торфе остальная энергия — примерно поровну — на гидравлических (ГЭС) и атомных (АЭС) станциях.
Положительной стороной тепловой энергетики России является преобладание нефте-газового топлива, на котором работают электростанции Европейского региона и Западной Сибири. Только в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке преобладают угольные ТЭС.
СССР одним из первых в мире освоил атомную энергетику и быстро ее развивал, построив в 60-80-е годы на своей территории 15 крупных АЭС. Однако Чернобыльская авария 1986 г. прервала ее развитие, и сейчас доля энергии, получаемой на АЭС, ниже, чем, например, в Германии, Швеции, Японии, Финляндии (30-50%), во и (60-75%). Преимуществом АЭС является их независимость от размещения топливных баз. Поэтому все крупные АЭС — а их в России 10 — расположены в Европейском, дефицитном по топливу регионе страны. Небольшая АЭС работает на . В настоящее время в России работают следующие АЭС: Кольская (Мурманская обл.), Ленинградская (Ленинградская обл.), Калининская (Тверская обл.), Смоленская (Смоленская обл.), Обнинская (Калужская обл., ее значение в выработке электроэнергии невелико), Нововоронежская (Воронежская обл.), Курская (Курская обл.), Волгодонская (Ростовская обл.), Балаковская (Саратовская обл.), Белоярская (Свердловская обл.), Билибинская (Чукотский А. О.).
В настоящее время принята программа дальнейшего развития атомной энергетики как наиболее перспективной отрасли. Россия строит несколько АЭС за рубежом — в Китае, Индии, Иране.
Гидроресурсы служат важным источником энергии для районов Восточной Сибири, где на и Енисее работают 5 мощных ГЭС, а также для Поволжья, где действуют 10 станций Волжско-Камского каскада.
Среди более чем 1 000 электростанций России выделяются по своей мощности Костромская, Рефтинская (около ), Сургутская тепловые, Ленинградская и Нововоронежская атомные, Красноярская и Саянско-Шушенская гидростанции.
Большинство крупных электростанций страны объединены в региональные энергосистемы, также соединенные между собой. Поэтому энергия может перераспределяться между районами страны (на расстоянии в сотни километров), позволяя снимать «пиковые» нагрузки и использовать ее свободные резервы.
Россия передает электроэнергию в страны СНГ. Восстанавливается единая энергосистема между Россией, Украиной, ; формируется новая энергосистема, объединяющая Россию, страны Балтии, Белоруссию, с дальнейшим выходом через нее в страны Западной Европы. Проектируются линии электропередач на востоке страны — в , Китай, на основе разработок сибирского угля и строительства системы крупных ТЭС.
Топливный баланс страны
Топливный баланс — состав и соотношение разных видов топлива в общем его потреблении — состоит в России на 50% из природного газа, на 30% из нефти и на 20% из каменного угля. Это очень благоприятная структура как с экономических, так и экологических позиций по сравнению, например, с США и ФРГ, где на долю угля приходится до 50% потребления топлива. Вместе с тем, по мере подорожания экспортного топлива — нефти и газа, — структура топливного баланса может измениться.
В настоящее время существуют два противоположных взгляда на будущее энергетики. Один состоит в том, что из-за ограниченности запасов нефти и газа, экологической опасности ядерного топлива и низкой эффективности солнечной, ветровой и др. видов энергии, перспективно лишь угольное топливо, запасы которого в мире огромны.
Проблема заключается лишь в поиске более экономичной и экологичной технологии его добычи и сжигания.
Другой взгляд состоит в том, что эпоха угля прошла, после исчерпания газо-нефтяного топлива технический прогресс найдет безопасные и экономичные способы использования неисчерпаемых видов энергии — солнечной, водородной, ядерной и др. Наиболее перспективной представляется ядерная, использование которой на АЭС уже сегодня технологически и экономически более эффективно по сравнению с другими источниками энергии.
Россия сможет использовать оба пути, располагая и огромными запасами каменного угля и уже освоенной ею атомной энергетикой. Во всяком случае, на современном этапе, учитывая разнообразие своих природных, экономических и технико-инфраструктурных условий, она применяет региональный подход к развитию своего топливноэнергетического комплекса. Так, по обеспечению топливноэнергетическими ресурсами районы России делятся на три группы:
- Высокообеспеченные: Западная и Восточная Сибирь, Дальний Восток;
- Среднеобеспеченные: Северный район, Поволжье, ;
- Малообеспеченные: Центральный, Волго-Вятский, Северо–Западный, Центрально-Черноземный, Уральский районы.
При этом в Восточной Сибири и Дальнем Востоке главным источником энергии являются каменный уголь и гидроресурсы, в Западной Сибири — нефть и каменный уголь, в Европейском регионе — нефтепродукты, природный газ, в перспективе — атомная энергия.
В целом Россия может стать мощным топливно-энергетическим узлом Евро-Азиатского континента, «привязав» к себе экономику стран Европы и Восточной Азии.
Буду благодарен, если Вы поделитесь этой статьей в социальных сетях:
Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) - это совокупность отраслей, связанных с производством и распределением энергии в различных её видах и формах.
В состав ТЭК входят отрасли по добычи и переработке различных видов топлива (топливная промышленность), электроэнергетика и предприятия по транспортировке и распределению электроэнергии.
Важным показателем, характеризующим работу ТЭК, является топливно-энергетический баланс (ТЭБ).
Топливно-энергетический баланс - соотношение добычи различных видов топлива, выработанной из них энергии и использование их в хозяйстве. Энергия, получаемая при сжигании разного топлива, неодинакова, поэтому для сравнения разных видов топлива его переводят в так называемое условное топливо, теплота сгорания 1 кг. которого равна 7 тыс. ккал. При пересчете в условное топливо применяются так называемые тепловые коэффициенты, на которые умножается количество пересчитываемого вида топлива. Так, если 1 т. приравнять к 1 т. условного топлива, коэффициент угля равен 1, нефти - 1,5, а торфа - 0,5.
Соотношение разных видов топлива в ТЭБ страны изменяется. Так, если до середины 60-х годов главную роль играл , то в 70-е годы доля угля сократилась, а нефти возросла (были открыты ). Сейчас доля нефти сокращается и возрастает доля газа (т.к. нефть выгоднее использовать как химическое сырьё).
Развитие ТЭК связанно с целым рядом проблем:
Запасы энергетических ресурсов сосредоточенны в восточных районах страны, а основные районы потребления в западных. Для решения этой проблемы планировалось в западной части страны развитие , но после аварии на Чернобыльской АЭС, реализация этой программы замедлилась. Возникли и экономические трудности с ускоренной добычей топлива на востоке и передачей его на запад.
Добыча топлива становится всё более дорогой и поэтому необходимо всё шире внедрять энергосберегающие технологии.
Увеличение предприятий ТЭК оказывает отрицательное воздействие на окружающую среду, поэтому при строительстве требуется тщательная экспертиза проектов, а выбор места для них должен учитывать требованиям охраны окружающей среды.
Топливная промышленность: состав, размещение главных районов добычи топлива, проблемы развития.
Топливная промышленность - часть топливно-энергетического комплекса. Она включает отрасли по добыче и переработке различных видов топлива. Ведущие отрасли топливной промышленности - , газовая и угольная.
Нефтяная промышленность. В сыром виде нефть почти не используют, но при переработке получают высококачественное топливо (бензин, керосин, солярку, мазут) и разнообразные соединения, служащие сырьём для . По запасам нефти занимает II место в мире.
Основная база страны - Западная Сибирь (70% добычи нефти). Крупнейшие месторождения - Самотлор, Сургут, Мегион. Вторая по величине база - Волго- . Разрабатывается уже почти 50 лет, поэтому запасы сильно истощены. Из крупнейших месторождений следует назвать - Ромашкинское, Туймазинское, Ишимбаевское.
Часть нефти перерабатывается, однако большинство нефтеперерабатывающих заводов находится в европейской части России. Сюда нефть передаётся по нефтепроводам, часть нефти по нефтепроводу «Дружба» передаётся в .
Газовая промышленность. Газ самый дешёвый вид топлива и ценное химическое сырьё. По запасам газа Россия занимает I место в мире.
В нашей стране разведано 700 месторождений. Основная база добычи газа - Западная Сибирь, а крупнейшие месторождения - Уренгойское и Ямбургское. Вторая по величине база по добыче газа это -Оренбургско–Астраханская. Газ этого района имеет очень сложный состав, для его переработки построены крупные газоперерабатывающие комплексы. Природный газ добывается так же в Тимано-Печорском бассейне (менее1% от всей добычи), открыто месторождение на шельфе . В перспективе возможно создание ещё одной базы - Иркутская область, Якутия, .
Буду благодарен, если Вы поделитесь этой статьей в социальных сетях:
