LEKCJA GEOGRAFII W 9. KLASIE
Temat: KOMPLEKS PALIWO-ENERGETYCZNY ZACHODNIEJ SYBERII
Typ lekcji: lekcja systematyzacji i uogólniania wiedzy
Plan lekcji:
I. Moment organizacyjny.
II. Systematyzacja wiedzy.
Zachodniosyberyjski TPK (Ob - Irtysz) znajduje się w obwodzie tomskim i tiumeńskim, który obejmuje okręgi autonomiczne Chanty-Mansi i Jamalsko-Nieniecki. Kompleks powstał w wyniku obecności na tym terytorium różnych minerałów (przede wszystkim paliw - ropy i gazu) oraz innych zasobów naturalnych (lasu i wody).
Region ten jest liderem w Rosji pod względem zasobów i wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego. Największe pola naftowe to: Samotlorskoye, Ust-Balykskoye, Surgutskoye, Megionskoye itp.; a także gaz: Urengojskoje, Jamburgskoje, Miedwieże itp. Ropa i gaz w tym regionie wyróżniają się wysokimi wskaźnikami jakości. Zasoby węglowodorów charakteryzują się wyjątkową skalą i wysoką efektywnością ekonomiczną. Oprócz zasobów paliw i energii TPK posiada duże zasoby minerałów rud żelaza i polimetali (baseny zachodniosyberyjskie)
Jednak większość terytorium kompleksu znajduje się w strefie Tundry i Tajgi i charakteryzuje się surowymi warunkami naturalnymi i klimatycznymi. Prowadzi to do wzrostu kosztów poprawy populacji i wysokich kosztów budowy kapitału. Infrastruktura jest słabo rozwinięta, zwłaszcza sieć transportowa.
Głównymi gałęziami specjalizacji TPK jest przemysł naftowo-gazowy, leśny oraz przetwórstwo drewna. W przyszłości rozwój petrochemii, inżynierii mechanicznej ze specjalizacją w produkcji maszyn i urządzeń na potrzeby przemysłu naftowego i gazowniczego.
Przemysł naftowy jest gałęzią przemysłu ciężkiego, obejmującą eksplorację złóż ropy naftowej oraz złóż ropy i gazu, wiercenie odwiertów, produkcję ropy naftowej i związanego z nią gazu oraz transport ropy rurociągami.
Dzisiejszy przemysł naftowy jest dużym narodowym kompleksem gospodarczym, który żyje i rozwija się zgodnie z własnymi prawami.
Co dziś oznacza ropa naftowa dla gospodarki narodowej kraju?
· surowce dla petrochemii do produkcji kauczuku syntetycznego, alkoholi, polietylenu, polipropylenu, szerokiej gamy różnorodnych tworzyw sztucznych i gotowych wyrobów z nich, tkanin sztucznych;
· źródło do produkcji paliw silnikowych (benzyna, nafta, olej napędowy i do silników odrzutowych), olejów i smarów, a także paliwa kotłowego i piecowego (mazut), materiałów budowlanych (bitum, smoła, asfalt);
· surowce do produkcji szeregu preparatów białkowych stosowanych jako dodatki paszowe dla zwierząt gospodarskich w celu stymulacji ich wzrostu.
Ropa naftowa jest naszym bogactwem narodowym, źródłem potęgi kraju, podstawą jego gospodarki.
W związku z tym wyłania się kolejny problem - brak równowagi w strukturze wewnątrzgałęziowej przemysłu naftowego.
Cechy lokalizacji przemysłu rafineryjnego
Lokalizacja przedsiębiorstw przemysłu rafineryjnego zależy od wielkości zużycia produktów naftowych na różnych obszarach, technologii rafinacji i transportu ropy naftowej, powiązań terytorialnych między zasobami i miejscami zużycia paliw płynnych.
Ropa wydobywana z głębi ziemi zawiera duże ilości piasku, soli i wody. Ropa naftowa wymaga oczyszczenia, dlatego w pierwszej kolejności trafia do rafinerii ropy naftowej, które zwykle budowane są na terenach, na których jest produkowana. Rafinowany olej jest następnie dostarczany do rafinerii ropy naftowej, które powstają na obszarach zużywających produkty naftowe.
Przemysł rafineryjny wytwarza produkty naftowe (olej opałowy, benzynę, naftę, olej napędowy, oleje smarowe), które są bezpośrednio wykorzystywane przez konsumentów. Postęp technologiczny w transporcie ropy naftowej doprowadził do oddzielenia przemysłu rafinacji ropy naftowej od przemysłu wydobycia ropy. Rafinacja ropy naftowej częściej koncentruje się na obszarach masowego zużycia produktów naftowych.
Tymczasem przybliżenie przemysłu rafineryjnego do miejsc konsumpcji produktów naftowych niesie ze sobą szereg korzyści związanych z jego transportem i magazynowaniem:
transport ropy jest zawsze bardziej ekonomiczny niż transport jej licznych pochodnych;
do transportu ropy można szeroko zastosować rurociągi, które oprócz ropy naftowej pompują lekkie produkty;
magazynowanie ropy naftowej jest tańsze niż magazynowanie produktów naftowych;
konsument ma możliwość jednoczesnego korzystania z ropy naftowej pochodzącej z różnych regionów.
Lokalizacja rafinacji ropy naftowej staje się powszechna. Jednocześnie czynnik ekonomiczny staje się ograniczający.
Rafinacja ropy naftowej w różnych regionach kraju zależy nie tylko od jakości pierwotnej ropy naftowej, ale także od tego, czy tego rodzaju paliwa są najbardziej efektywne w lokalnych warunkach.
Rafinerie ropy naftowej zlokalizowane były wzdłuż szlaków rurociągów naftowych (Niżny Nowogród, Riazań, Moskwa, Kiriszi, Połock, Orsk, Omsk, Angarsk), na drogach wodnych (Wołgograd, Saratów, Syzran, Samara, Jarosław, Chabarowsk) oraz w portach morskich (Tuapse), gdzie rurociągi zostały już ułożone. Dlatego też udział obszarów wydobycia ropy naftowej w jej przeróbce ulega drastycznemu zmniejszeniu. W nich nadal koncentruje się znaczna część rafinerii ropy naftowej (Ufa, Salavat, Ishimbay, Grozny), trwa ich intensywna przebudowa, a często rozbudowa. Na obszarach wydobycia ropy naftowej nie buduje się już nowych fabryk. Budowane są na trasach rurociągów naftowych biegnących na wschód (Aczyńsk).
Tendencja do rozłamu terytorialnego w przemyśle wydobycia i rafinacji ropy naftowej uległa dalszemu nasileniu w związku z przekształceniem zachodniej Syberii w główną bazę wydobywczą ropy naftowej w kraju.
Obecnie w Omsku działa tylko jeden ośrodek rafinacji ropy naftowej, który odbiera niewielką część produkowanego na tym obszarze paliwa płynnego.
Transport ropy. Główne rurociągi naftowe
Obecnie geografia przemysłu rafineryjnego nie pokrywa się z obszarami jego przerobu. Dlatego zadanie transportu ropy doprowadziło do powstania dużej sieci rurociągów naftowych. Pod względem obrotów towarowych transport rurociągami naftowymi jest 2,5 razy większy niż transport kolejowy pod względem przewozu ropy i produktów naftowych. Transport ropy rurociągami jest obecnie droższy niż transport wodny, ale znacznie tańszy niż transport kolejowy.
Na kolei główny przepływ ropy odbywa się w zachodniej Syberii i regionie Wołgi. Z zachodniej Syberii ropa transportowana jest koleją na Daleki Wschód, południowy Ural i do krajów Azji Środkowej. Ropa naftowa transportowana jest z Uralu na Zachód, na Kaukaz Północny i do Noworosyjska.
Transport ropy drogą wodną jest tańszy i bardziej ekonomiczny niż inne rodzaje transportu, jednak ze względu na cechy geograficzne naszego kraju jest mało używany, głównie podczas transportu ropy na eksport, a także wzdłuż basenów wewnętrznych kraju (Lena, Amur ) i Północny Szlak Morski.
Rurociągi są najbardziej efektywnym środkiem transportu ropy (z wyłączeniem transportu morskiego tankowcami). Przepustowość rurociągu naftowego o średnicy 1200 mm wynosi 80-90 mln ton rocznie przy prędkości przepływu ropy 10-12 km/h.
Transport rurociągowy jest ważnym podsektorem przemysłu naftowego. Dziś powstała rozwinięta sieć rurociągów naftowych, która zapewnia dostawy ponad 95% całej wydobywanej ropy przy średniej odległości pompowania wynoszącej 2300 km. Ogólnie rzecz biorąc, całą sieć rurociągów naftowych reprezentują dwie grupy obiektów o różnym znaczeniu i warunkach zarządzania: wewnątrzregionalne, międzyregionalne oraz system dalekobieżnych tranzytowych rurociągów naftowych. Te pierwsze zapewniają indywidualne połączenia pól i fabryk, te drugie integrują przepływy ropy, depersonalizując jej konkretnego właściciela. Łącząc bardzo dużą liczbę przedsiębiorstw produkujących ropę naftową jednocześnie z wieloma rafineriami ropy naftowej i terminalami eksportowymi, rurociągi naftowe tej grupy tworzą powiązaną technologicznie sieć - pojedynczy obiekt zarządzania gospodarczego i reżimowego, zwany systemem długodystansowego tranzytu ropy rurociągi, w tym rurociągi Niżniewartowsk – Kurgan – Samara; Ust-Bałyk – Kurgan – Ufa – Almetyevsk; Surgut – Połock; Chołmogory – Klin; Samara - Tichoretskaja; system rurociągów naftowych Przyjaźń i inne rurociągi, w tym wyjścia do terminali eksportowych.
Kiedyś utworzenie bazy naftowej między Wołgą a Uralem znacznie poprawiło dostawy ropy do środkowych i wschodnich regionów kraju. Zajmując korzystne położenie transportowe i geograficzne, region Wołgi-Uralu doprowadził do powstania całego systemu głównych rurociągów naftowych biegnących w następujących kierunkach:
Na wschodzie – Tuymazy – Omsk – Angarsk; Tuymazy – Omsk; Ufa – Nowosybirsk (produkty naftowe); Ufa – Kurgan – Pietropawłowsk (produkty naftowe);
Na zachodzie – ropociąg Przyjaźń z Almetyjewska przez Samarę – Briańsk do Mozyrza (Białoruś), skąd do Polski, Niemiec, Węgier, Czech, a także z odnogą: Unecha – Połock – Ventspils; Samara – Penza – Briańsk (produkty naftowe); Ałmietiewsk – Niżny Nowogród – Ryazan – Moskwa z oddziałem Niżny Nowogród – Jarosław – Kiriszi (północ – zachód);
Na południu - Perm - Almetyevsk; Almietiewsk – Saratów; Ishimbay – Orsk.
Utworzenie głównej bazy naftowej kraju w zachodniej Syberii zmieniło orientację głównych przepływów ropy. Region Wołgi i Uralu jest obecnie „zwrócony” całkowicie na zachód. Najważniejsze funkcje dla dalszego rozwoju sieci głównych rurociągów naftowych zostały przeniesione na Syberię Zachodnią. Stąd rurociągi naftowe biegną w następujących kierunkach:
Na zachodzie - Ust-Bałyk - Kurgan - Almetyevsk; Niżniewartowsk – Samara – Lisiczańsk – Krzemieńczug – Chersoń – Odessa; Surgut – Nowopołock; Samara – Lisiczańsk – Grozny – Baku;
Na południu – Shaim – Tiumeń; Ust-Bałyk – Omsk – Pawłodar – Chimkent – Chardzhou;
Na wschodzie - Aleksandrovskoye - Anzhero-Sudzhensk. Do transportu ropy na zachód i wschód wykorzystywane są rurociągi regionu Wołga-Ural w kierunku wschodnim.
Wśród innych głównych kierunków, które powstały pod wpływem wydobycia ropy naftowej w różnych regionach, Wołgograd - Noworosyjsk; Grozny – Armawir – Tuapse; Grozny – Armawir – Donbas (produkty naftowe); Uchta – Jarosław; Ocha – Komsomolsk nad Amurem.
Przyczyny upadku przemysłu naftowego w latach 90-tych.
W trakcie rozwoju udoskonalono techniczne metody ekstrakcji. Proces ten został jednak znacznie spowolniony ze względu na rozległą ścieżkę, jaką przebył radziecki przemysł naftowy, kiedy wzrost wolumenów wydobycia osiągano głównie nie poprzez automatyzację produkcji i wprowadzenie nowoczesnych, wydajnych metod, ale poprzez rozwój nowych złóż. Rozwój ten doprowadził do starzenia się technologii, co było jedną z przyczyn obecnego upadku. Od końca lat 80. do końca 90. nastąpił spadek (w ciągu 1 roku produkcja spadła o ponad 20%), a główne przyczyny są następujące:
· duże i wysokodochodowe złoża eksploatowanego funduszu, stanowiące podstawę bazy zasobowej, zostały w dużym stopniu wyczerpane;
· Stan nowo powiększonych rezerw również gwałtownie się pogorszył. W ostatnich latach nie odkryto praktycznie żadnych dużych, wysoce produktywnych złóż;
· Zmniejszono finansowanie badań geologicznych. I tak na Syberii Zachodniej, gdzie stopień zagospodarowania zasobów prognozowanych wynosi około 35 procent, od 1989 roku finansowanie prac geologicznych spadło o 30 procent. O tę samą kwotę zmniejszył się wolumen odwiertów poszukiwawczych;
· Występuje dotkliwy niedobór wysokowydajnych maszyn i urządzeń do produkcji i wierceń. Zdecydowana większość wyposażenia technicznego jest wyeksploatowana w ponad 50 proc., jedynie 14 proc. maszyn i urządzeń spełnia międzynarodowe standardy, 70 proc. floty platform wiertniczych jest przestarzała i wymaga wymiany. Wraz z upadkiem ZSRR pogorszyła się sytuacja z dostawami sprzętu do pól naftowych z krajów WNP.
· niskie krajowe ceny ropy naftowej nie zapewniają samofinansowania przedsiębiorstw produkujących ropę naftową (sytuacja ta utrzymuje się do dziś po serii podwyżek cen ropy). W rezultacie nastąpiło poważne pogorszenie zaplecza materialnego, technicznego i finansowego przemysłu;
· brak wydajnych i przyjaznych środowisku urządzeń stwarza szczególnie dotkliwy problem zanieczyszczenia środowiska w przemyśle (wypadek w Komi). Na rozwiązanie tego problemu przeznaczane są znaczne zasoby materialne i finansowe, które nie są bezpośrednio zaangażowane w zwiększanie wydobycia ropy;
· nie ustalono jednolitego właściciela złóż ropy i gazu, z którym powinny kontaktować się organizacje krajowe i zagraniczne oraz osoby fizyczne;
· zadłużenie republik za dostawę ropy naftowej i narastający kryzys braku płatności
Zatem upadek przemysłu naftowego wynikał ze splotu powiązanych ze sobą przyczyn. Wyjście z obecnej sytuacji utrudniał globalny charakter stojących przed nami problemów.
Cele długoterminowego rozwoju branży
Rząd Federacji Rosyjskiej oraz Ministerstwo Paliw i Energii wyjście z obecnej kryzysowej sytuacji w przemyśle naftowym kojarzą nie z dodatkowymi inwestycjami rządowymi, ale z konsekwentnym rozwojem relacji rynkowych. Przedsiębiorstwa działające w branży muszą samodzielnie zdobywać fundusze niezbędne dla swojej branży, a rząd musi stworzyć im do tego niezbędne warunki ekonomiczne.
Główne działania w tym kierunku zostały już podjęte. Cele w zakresie dostaw ropy na potrzeby państwa zostały zmniejszone do 20% jej produkcji, pozostałe 80% przedsiębiorstwa ma prawo realizować samodzielnie. Ograniczany jest jedynie eksport z Rosji, aby nie pozostawić rynku rosyjskiego bez produktów naftowych w kontekście istniejącej rozbieżności pomiędzy cenami ropy na rynku krajowym i światowym.
Praktycznie zniesiona została kontrola poziomu krajowych cen ropy.
Państwo reguluje jedynie maksymalny dopuszczalny poziom rentowności cenowej.
Duże znaczenie dla zwiększenia efektywności funkcjonowania rosyjskiego kompleksu naftowego mają prowadzone prace nad jego korporatyzacją i prywatyzacją. W procesie korporatyzacji zachodzą zasadnicze zmiany w formach organizacyjnych. Przedsiębiorstwa państwowe zajmujące się wydobyciem i transportem ropy naftowej, jej rafinacją oraz dostawą produktów naftowych przekształcają się w otwarte spółki akcyjne. Jednocześnie 38% akcji tych spółek pozostaje własnością państwa. W celu komercyjnego zarządzania pakietami akcji państwowych utworzono specjalne Przedsiębiorstwo Państwowe „Rosnieft”, do którego przenoszone są pakiety akcji państwowych około 240 spółek akcyjnych, w tym 26 zajmujących się wydobyciem ropy i gazu, 22 zajmującymi się rafinacją ropy naftowej , 59 w dostawach produktów naftowych. , a także w produkcji olejów i smarów, przetwórstwie gazu, wierceniu studni, geofizyce, inżynierii mechanicznej, nauce i innych gałęziach przemysłu usługowego. W skład Rosniefti wchodzą także różne stowarzyszenia, banki, giełdy i inne organizacje.
Do zarządzania spółkami akcyjnymi zajmującymi się transportem ropy i produktów naftowych utworzono spółki akcyjne „Transnieft’” i „Transniefteprodukt”, do których przeniesionych zostaje 51% udziałów spółek akcyjnych. Ze względu na specyfikę funkcjonowania przedsiębiorstw zajmujących się transportem ropy i produktów naftowych, ich prywatyzacja jest obecnie zabroniona.
Perspektywy rozwoju rosyjskiego przemysłu naftowego na nadchodzący okres zależą w dużej mierze od stanu jego bazy surowcowej. Rosja posiada duże, nieodkryte zasoby ropy naftowej, których wielkość wielokrotnie przekracza potwierdzone zasoby. Wyniki analizy struktury jakościowej nieodkrytych zasobów ropy naftowej w Rosji wskazują, że nie są one tożsame ze złożami eksplorowanymi. Oczekuje się, że odkrycie nowych dużych złóż możliwe będzie głównie w rejonach o niskim stopniu eksploracji – na szelfach mórz północnych i wschodnich, we wschodniej Syberii. Nie można wykluczyć możliwości odkrycia podobnych złóż na Syberii Zachodniej. Przewiduje się, że w tym regionie zostanie odkrytych kilka tysięcy kolejnych złóż ropy.
Wprowadzanie nowych metod i technologii zwiększających wydobycie ropy naftowej utrudniają wysokie inwestycje kapitałowe oraz specyficzne koszty operacyjne ich stosowania w porównaniu z tradycyjnymi metodami wydobycia ropy.
W związku z tym Ministerstwo Paliw i Energii Federacji Rosyjskiej opracowuje propozycje przyjęcia szeregu środków legislacyjnych mających na celu ekonomiczne pobudzenie stosowania nowych skutecznych metod zwiększania wydobycia ropy. Działania te poprawią finansowanie prac badawczo-rozwojowych w kierunku tworzenia nowych technologii i środków technicznych, aktywniej rozwiną bazę materiałowo-techniczną instytutów zajmujących się opracowywaniem nowych metod, a co najważniejsze, dynamiczniej zwiększą wydobycie ropy naftowej ze złóż twardych - w celu odzyskania rezerw.
Coraz powszechniejsza staje się współpraca z zagranicznymi firmami z branży naftowej i gazowniczej. Jest to spowodowane zarówno koniecznością przyciągnięcia kapitału zagranicznego w obecnych warunkach gospodarczych, jak i chęcią wykorzystania najbardziej zaawansowanych technologii i technik zagospodarowania złóż ropy i gazu stosowanych w praktyce światowej, które nie doczekały się odpowiedniego rozwoju w krajowym przemyśle .
Prognozy rozwoju przemysłu naftowego na Syberii Zachodniej
Do 2020 roku przewidywany wolumen wydobycia ropy naftowej w zachodniej Syberii wyniesie 290-315 mln ton rocznie. Maksymalna produkcja przewidywana jest na rok 2010 – 290-348 mln ton rocznie.
Według wstępnych szacunków do 2020 roku szacowana wielkość rosyjskiej produkcji wyniesie 520–600 mln ton rocznie (por. tabela).
Ropa za pośrednictwem WSTO będzie dostarczana do krajów regionu Azji i Pacyfiku, który odpowiada za 28% światowego zużycia ropy. Głównymi odbiorcami węglowodorów są Chiny (30%), Japonia (24%), Korea Południowa (10,6%), Indie (9,9%), Indonezja (5,1%) i Australia (3,8%).
Realizacja projektu budowy głównych rurociągów naftowych „Wschodnia Syberia – Ocean Spokojny” na przestrzeni lat. planuje się wybudowanie 4386 km części liniowej o średnicy 1020 mm i 4250 tys. m3 farmy zbiorników, w tym 1240 tys. m3 na terminalach (morski kompleks przeładunku ropy naftowej w bazie ropy naftowej Perevoznaya). Istnieją cztery etapy realizacji projektu obejmujące organizację kombinowanego transportu rurociągowego i kolejowego na trasie Taishet (obwód irkucki) - Perevoznaya (Terytorium Nadmorskie). W pierwszym etapie planowana jest budowa odcinka głównego ropociągu do stacji Angarakan o długości 1180 m do przeładunku ropy, na końcu odcinka dwukierunkowego wiaduktu kolejowego wraz z obiektami towarzyszącymi. Na bazie ropy naftowej Perevoznaya planowana jest budowa zbiornika-zbiornika, urządzeń do pompowania i cumowania ropy oraz terminalu z dwoma miejscami do cumowania. Na tym etapie z zachodniej Syberii transportowanych będzie 10 mln ton ropy rocznie. W drugim etapie programu planowana jest budowa głównego rurociągu naftowego do stacji Skoworodino (obwód amurski) o długości 1090 km, do przeładunku ropy na końcu odcinka - trzy dwustronne wiadukty do jednoczesnego załadunku , 3 trasy z powiązanymi obiektami. Planowana jest budowa zbiornika załadunkowego i rozładunkowego na terenie składu ropy naftowej Perevoznaya. Na tym etapie planowany jest transport z zachodniej Syberii 24 mln ton ropy rocznie. Trzeci etap zakłada budowę odcinka głównego ropociągu do złoża ropy naftowej Perewoznaja. Na samej bazie ropy naftowej - budowa dodatkowej pojemności zbiorników, konstrukcji nabrzeżowych z dwoma nabrzeżami oraz obiektów zwiększających przepustowość wybudowanych wcześniej odcinków rurociągu. Transport na tym etapie będzie wynosić 50 mln ton ropy rocznie. W czwartym etapie - budowa obiektów do rozbudowy odcinków wybudowanego wcześniej rurociągu i składu ropy naftowej Perevoznaya. Planowany transport ropy to 80 mln ton rocznie.
Program przeznaczony jest dla
Wniosek
Na rozwój przemysłu naftowego w zachodniej Syberii decydujący wpływ mają trzy grupy problemów. Pierwsza grupa problemów związana jest z dziedzictwem tzw. gospodarka planowa (a raczej złe zarządzanie) rządu ZSRR. Druga grupa problemów pojawiła się po liberalizacji gospodarki i ustanowieniu stosunków rynkowych w branży. W okresie zmiany form własności władze utraciły kontrolę nad przepływami finansowymi, co doprowadziło do fali niepłacenia, wymiany barterowej, emisji surogatów pieniężnych i innych chronicznych problemów. Trzecia grupa wiąże się z pogorszeniem sytuacji na światowym rynku ropy naftowej, spowodowanym jego nadprodukcją. Wszystkie te negatywne czynniki doprowadziły do stałego spadku wydobycia ropy naftowej w ciągu ostatniej dekady. W pierwszej połowie 1997 r. po raz pierwszy zaobserwowano odwrócenie negatywnej tendencji. Wynika to zarówno z przejściowego wzrostu popytu na rynkach światowych, jak i wzrostu aktywności gospodarczej w kraju. Zwiększone zainteresowanie inwestorów zagranicznych przyciąga ich do nowych gigantycznych złóż w regionie. Wiodące koncerny naftowe łączą siły z zagranicznymi koncernami, takimi jak Arco, Elf Aquitania itp. w celu wspólnych dodatkowych poszukiwań i eksploatacji tych złóż.
Wśród wielu negatywnych czynników utrudniających rozwój przemysłu naftowego jest jeden, który jest najtrudniejszy do pokonania. Ponieważ system rurociągów w Rosji nie pozwala na transport ropy w oddzielnych partiach, ropa naftowa wpływa do systemu jednym strumieniem i jest mieszana. Taki schemat prowadzi do nieprzewidywalności jakości dostarczanej ropy i stwarza poważne problemy, zwłaszcza dla zagranicznych konsumentów. To powoduje spadek cen, ponieważ klienci często żądają rabatu za potencjalne pogorszenie jakości oleju. Dodatkowo taki system prowadzi do wyrównania pozycji firm produkujących ropę naftową o znacząco różnej jakości.
Wykaz bibliograficzny używanej literatury
1. Alekperow zintegrował koncerny naftowe Rosji, M. - 1996.
2. Berezin i gaz zachodniej Syberii. M. - 2002
3. Przemysł Dinkowa wczoraj, dziś, jutro - Moskwa, VNIIOENG 2006
4. Igolkin A. Olej z Ojczyzny // Nasz współczesny. 1998. Nr 5.
5. Kryukov Rosja potrzebuje narodowego koncernu naftowego // EKO.2001, nr 4
6. Haczyki na kanistry i puste kieszenie //ECO. 1999. Nr 1.
7., Geografia Sziszowa w Rosji - M. 2005.
10. Rachkov B. Ta podstępna „igła oliwna” // Ekonomia i życie. 1998 nr 34
13. Sokolov S., Gorbatikov V. Ropa z zachodniej Syberii. Magazyn Technopolis, nr 6, 2006
14. Ekonomia Stiepanowa. - M. 2001
15. i inne Ropa w strukturze energetycznej – Moskwa, Nauka 1989
„Surgutnieftiegaz”– jeden z największych rosyjskich koncernów naftowych. Działalność spółki obejmuje poszukiwanie, zagospodarowanie i zagospodarowanie złóż ropy naftowej oraz złóż ropy i gazu, wydobycie i sprzedaż ropy i gazu, produkcję i marketing produktów naftowych i produktów petrochemicznych.
Terytorium wzdłuż środkowego biegu rzeki Ob, w pobliżu miasta Surgut, w połowie lat sześćdziesiątych stało się jednym z pierwszych obszarów wydobycia ropy i gazu w zachodniej Syberii. W 1993 r. na bazie kompleksu majątku stowarzyszenia produkcyjnego Surgutnieftiegaz utworzono spółkę akcyjną o tej samej nazwie.
Kompleks paliwowo-energetyczny jest najważniejszym elementem strukturalnym rosyjskiej gospodarki, jednym z kluczowych czynników zapewniających życie kraju. Wytwarza ponad jedną czwartą wyrobów przemysłowych Rosji, ma znaczący wpływ na kształtowanie budżetu kraju i zapewnia ponad połowę jego potencjału eksportowego.
Kompleks paliwowo-energetyczny (FEC) to zespół gałęzi przemysłu, procesów, urządzeń materialnych służących do wydobywania surowców paliwowo-energetycznych (FER), ich przetwarzania, transportu, dystrybucji i zużycia zarówno pierwotnych zasobów paliwowo-energetycznych, jak i przetworzonych rodzajów nośników energii .
Na kompleks paliwowo-energetyczny składają się współdziałające i współzależne podsystemy: przemysł paliwowy (węgiel, ropa naftowa, gaz, łupki, torf) – podsystem wydobywczy oraz elektroenergetyka, która przetwarza zasoby paliwowo-energetyczne na nośniki energii. Podsystemy te są ściśle powiązane z energetyką, elektrotechniką, przemysłem nuklearnym i wszystkimi gałęziami przemysłu zużywającymi paliwa i energię. Poprzez energię wodną kompleks paliwowo-energetyczny jest połączony z krajowym sektorem wodnym.
Zasoby surowców paliwowo-energetycznych oraz ich produkcja rozkładają się nierównomiernie na całym terytorium i nie pokrywają się z rozmieszczeniem ludności oraz zużyciem paliw i energii. Około 9/10 zasobów paliw i ponad 4/5 elektrowni wodnych koncentruje się w azjatyckiej części kraju. Pod względem zużycia paliwa europejska część Rosji znacznie przewyższa azjatycką część, natomiast w części azjatyckiej produkuje się więcej paliwa niż zużywa. W związku z tym wydobyte paliwo wysyłane jest z azjatyckiej części Rosji do części europejskiej, a następnie na eksport do krajów europejskich.
Przemysł gazowy. Pod względem wydobycia gazu Rosja jest główną bazą dostaw gazu dla krajów WNP i Europy. Całkowite zasoby wynoszą 160 bilionów m3 (ponad 40% świata). Główne bazy wydobywcze gazu: zachodniosyberyjska (85% całkowitego wydobycia); Orenburg-Astrachań. Stworzono jednolity system gazociągów.
Przemysł naftowy. Pod względem zasobów ropy Rosja zajmuje drugie miejsce na świecie po Arabii Saudyjskiej. Głównymi bazami są Zachodnia Syberia, Wołga-Ural, obiecująca - Barents-Pechora i wyspa Sachalin z dużymi zasobami na szelfie morskim. W Vost odkryto duże rezerwy. Syberia i D. Wschód. Obecnie następuje spadek wydobycia ropy naftowej (1987 r. – 560 mln ton, 1994 r. – 316 mln ton)
Przemysł elektroenergetyczny. Największy udział wytwarzają elektrownie cieplne (69%), ich udział maleje. Elektrownie cieplne powstały w obszarach produkcji paliw i zużycia energii. Powszechnie stosowane są elektrociepłownie (CHP), wytwarzające zarówno energię elektryczną, jak i ciepło. Największe elektrownie cieplne to Surgut, Kostroma i Reftinskaya. Elektrownie wodne (20% produkcji energii elektrycznej) bardziej opłaca się budować na rzekach o dużym spadku i przepływie wody; Powstawanie elektrowni wodnych na rzekach nizinnych doprowadziło do zalania dużych obszarów, spowolnienia przepływu rzek i zatopienia zbiorników wodnych. Największe elektrownie wodne znajdują się na Jeniseju (Krasnojarsk, Sajan), Angarze (Brack, Ust-Ilimsk). W przyszłości energetyki wodnej następuje przejście do tworzenia średniej wielkości elektrowni wodnych na dopływach największych rzek Syberii i powszechna budowa małych elektrowni wodnych. Elektrownie jądrowe (11% produkcji energii elektrycznej) powstały na obszarach, gdzie nie ma wystarczających zasobów energii lub są one drogie, ale potrzeba dużo energii elektrycznej. W Rosji jest 9 dużych elektrowni jądrowych: Kursk, Smoleńsk, Twer, Nowoworoneż itp. Zunifikowany system energetyczny obejmuje obszar 10 milionów km2 i zamieszkuje 220 milionów ludzi.
Rosja potrzebuje systematycznej polityki rządu, która zachęcałaby koncerny naftowe i gazowe do opracowywania i wdrażania innowacyjnych technologii wydobycia węglowodorów. O tym oświadczył przewodniczący Rady Federacji Walentyna Matwienko na wyjazdowym posiedzeniu Komitetu ds. Polityki Gospodarczej Rady Federacji „Rola kompleksu paliwowo-energetycznego Syberii Zachodniej w rozwoju gospodarki Federacji Rosyjskiej”, które odbyło się w Tiumeniu.
Rosja produkuje 10 procent i zużywa 5,7 procent światowej energii pierwotnej. W 2013 roku wydobyto 523 mln ton ropy. Kraj utrzymuje status lidera w wydobyciu ropy. Rosja zajmuje drugie miejsce na świecie pod względem wydobycia gazu ziemnego po Stanach Zjednoczonych i szóste w wydobyciu węgla.
„Jednocześnie kompleks paliwowo-energetyczny zapewnia ponad jedną czwartą PKB, jedną trzecią dochodów systemu budżetowego i dwie trzecie wpływów z eksportu. Od tego bezpośrednio zależy stan gospodarki narodowej. Dlatego zwracamy szczególną uwagę na perspektywy rozwoju kompleksu” – powiedział Walentyna Matwienko.
Mówiąc o problemach krajowego kompleksu naftowo-gazowego, zauważyła, że wzrost wydobycia ropy uległ spowolnieniu. „Głównym powodem jest wyjątkowo niski poziom eksploracji geologicznej. Działania większości koncernów naftowych w tym obszarze nie można uznać za zadowalające. Sytuację należy naprawić.”
Zdaniem Przewodniczącego Rady Federacji celem bieżącej polityki państwa powinno być zapewnienie półtora-dwukrotnego wzrostu zasobów węglowodorów ponad poziom wydobycia. „Aby to osiągnąć, musimy zachęcać koncerny naftowe i gazowe do prowadzenia badań geologicznych przy użyciu własnych środków i wysiłków”.
Podkreśliła, że państwo musi przejść na zróżnicowany system zachęt do opodatkowania produkcji Walentyna Matwienko. To w szczególności sprawi, że eksploatacja studni niskoprzepływowych będzie opłacalna.
Przewodniczący Rady Federacji dużą uwagę poświęcił problemowi wydobycia ogromnych złóż trudnych do wydobycia złóż ropy i gazu na Syberii Zachodniej, co wymaga stosowania innowacyjnych rozwiązań technologicznych i dużego nakładu pracy w celu zastąpienia zagranicznego sprzętu i technologii Rosyjskie odpowiedniki.
Walentyna Matwienko Zauważyła, że stworzono już przesłanki legislacyjne umożliwiające zintensyfikowanie wprowadzania nowych metod wydobywania surowców trudnych do wydobycia.
„Rada Federacji popiera propozycję użytkowników podziemi, aby ustalić zerową stawkę podatku od wydobycia minerałów (MET) za prace przy wydobyciu trudnej do wydobycia ropy naftowej. Takie zachęty podatkowe zapewnią roczny wzrost wydobycia ropy w Rosji w wysokości 15-20 mln ton” – podkreśliła. Walentyna Matwienko.
Mówiąc o problemach branży wydobycia gazu, Marszałek Rady Federacji zwrócił uwagę na zmianę struktury bazy surowcowej. „Do niedawna zajmowaliśmy się głównie gazem jednoskładnikowym „suchym”. A teraz Rosja przechodzi na systemy wieloskładnikowe. Szacuje się, że do 2020 roku Rosja będzie w stanie wyprodukować do 175 miliardów metrów sześciennych tzw. „mokrego” gazu rocznie. Tak znaczne zasoby stwarzają korzystne warunki dla rozwoju klastrów petrochemicznych w regionie.”
W tych warunkach jednym z najwyższych priorytetów innowacyjnego rozwoju jest kwalifikowane wykorzystanie i głębokie przetwarzanie surowców, kontynuacja Walentyna Matwienko. „Zasadniczo chodzi o utworzenie nowego przemysłu”.
Rozwój rafinacji ropy naftowej i petrochemii ma fundamentalne znaczenie dla gospodarki kraju. Wolumen produktów petrochemicznych w Rosji szacowany jest na zaledwie 56 miliardów dolarów, podczas gdy np. w Stanach Zjednoczonych jest to ponad 500 miliardów dolarów, a w Chinach prawie bilion dolarów – przytoczył dane Przewodniczący Rady Federacji. Zaapelowała o opracowanie strategii rozwoju przemysłu rafineryjno-petrochemicznego i naftowo-gazowego zachodniej Syberii, mającej na celu zwiększenie głębokości przerobu węglowodorów.
„Rozwój tego obszaru umożliwi dywersyfikację eksportu węglowodorów i zwiększenie w nim udziału produktów o wysokiej wartości dodanej. Może to mieć znaczący efekt mnożnikowy w rozwoju powiązanych branż” – jestem przekonany Walentyna Matwienko.
Przekształcenia światowych rynków węglowodorów, w tym związane z rozwojem wydobycia gazu łupkowego i pojawieniem się nowych graczy na rynku skroplonego gazu ziemnego, stawiają ogromne wyzwania dla rosyjskiej gospodarki i sektora energetycznego – podkreślił Przewodniczący Rady Federacji.
„Strategia energetyczna Rosji na okres do 2030 roku oraz ogólne programy rozwoju sektora paliwowo-energetycznego przyjęte w latach 2009-2011 niestety nie odpowiadają już realiom rynków światowych i prognozom rozwoju społeczno-gospodarczego Rosji Rosja. Istnieje pilna potrzeba aktualizacji tych dokumentów” – stwierdził. Walentyna Matwienko. Zaapelowała także o omówienie kwestii opracowania Programu zintegrowanego zagospodarowania złóż Syberii Zachodniej i przyległego szelfu arktycznego na okres do 2035 r. i dalej do 2050 r., określającego główne kierunki polityki energetycznej.
Pełnomocnik Prezydenta Federacji Rosyjskiej w Uralskim Okręgu Federalnym Igor Chołmański zauważyło, że Syberia Zachodnia jest jednym z największych dostawców surowców węglowodorowych i budżetowym terytorium Federacji Rosyjskiej. Jednak sytuacja z wydobyciem węglowodorów jest dość złożona. „W ciągu ostatnich sześciu lat spadek wydobycia gazu w Uralskim Okręgu Federalnym wyniósł cztery procent, a wydobycie ropy naftowej – osiem procent. Stan rzeczy charakteryzuje się wysokim stopniem wyczerpania odwiertów, natomiast współczynnik wydobycia ropy naftowej jest dość niski.”
Igor Chołmański odnotowała pozytywne tendencje w obszarze wydobycia ropy naftowej: zwiększenie finansowania badań geologicznych, przyjęcie na poziomie federalnym środków zachęcających koncerny naftowe i gazowe do wprowadzania nowoczesnych technologii wydobycia surowców”.
Zauważył, że w wielu województwach powiatu przyjęto ustawy zapewniające ulgi podatkowe przedsiębiorstwom paliwowo-energetycznym prowadzącym działalność innowacyjną. „Umożliwiło to firmom wydobywczym podwojenie wydatków na poszukiwania w ciągu ostatnich trzech lat”.
Niemniej jednak pełnomocnik prezydenta FR uważa, że równowaga interesów centrum federalnego, regionów i koncernów naftowych jest obecnie zachwiana. „Zagraża to bezpieczeństwu gospodarczemu i energetycznemu kraju. Wyjściem z sytuacji jest redystrybucja uprawnień i środków budżetowych na rzecz regionów i gmin, uwzględniająca wykorzystanie zasobów naturalnych i ochronę środowiska.”
Zasoby paliw i energii– ropa naftowa, gaz, węgiel, torf, łupki bitumiczne, surowce nuklearne, woda, wiatr, energia słoneczna.
Główną cechą surowców paliwowo-energetycznych jest ich nierównomierne rozmieszczenie na terenie kraju. Są one skupione głównie we wschodniej i północnej strefie Rosji (ponad 90% ich całkowitych zasobów).
Jednocześnie zużycie paliwa koncentruje się w ¾ w zachodniej i środkowej strefie kraju.
Rosja zajmuje pierwsze miejsce na świecie pod względem zasobów gazu, wynoszących około 48 bilionów. metrów sześciennych (37% światowych rezerw).
Największe zbadane i przewidywane zasoby ropy i gazu w kraju znajdują się w strefie wschodniej i północnej. Całkowity obszar perspektywiczny dla tych gatunków w prowincjach zachodniosyberyjskim i Timan-Pechora wynosi odpowiednio 1,5 i 0,6 mln km2.
W zachodniej części Jakucji zidentyfikowano znaczące przewidywane zasoby gazu.
Pola naftowe i gazowe zlokalizowane są głównie na Syberii Zachodniej i Syberii Wschodniej. Region Wołgi, Ural, Republika Komi i Kaukaz Północny.
W regionie zachodniosyberyjskim odkryto ponad trzysta złóż ropy i gazu. Największe pola naftowe znajdują się w środkowym biegu rzeki Ob. Należą do nich: Samotlorskoye, Fedorovskoye, West Surgutskoye, Megionskoye, Sovetsko-Sosninskoye, Cheremshanskoye itp.
Zachodnia Syberia zawiera prawie 2/3 krajowych zasobów ropy. Pola naftowe w zachodniej Syberii charakteryzują się wyjątkową koncentracją zasobów. To wyjaśnia wysoką efektywność poszukiwań geologicznych.
Koszt przygotowania 1 tony ropy w zachodniej Syberii jest 2,3 razy niższy niż w Tatarstanie, 5,5 razy niższy niż w Baszkirii, 3,5 razy niższy niż w Komi i 8 razy niższy niż na Północnym Kaukazie.
Rozległe terytorium między Wołgą a Uralem jest również bogate w ropę naftową - wydobywa się ją w Baszkortostanie, Tatarstanie, na terytorium Permu itp.
Jego koszt jest niski – wydobywa się go metodą fontannową, ale charakteryzuje się niską jakością.
Na Syberii Zachodniej znajduje się 68% przemysłowych (kat. A+B+C1) i 72% potencjalnych zasobów gazu ziemnego w Rosji.
Północna gazonośna prowincja zachodniej Syberii jest wyjątkowa. Zajmuje powierzchnię 620 tys. km2. Znajdują się tu największe złoża: Urengojskoje, Jamburgskoje, Miedwieże i Tazowskie. Ponadto duże pola gazowe obejmują Orenburg (Ural), Astrachań.
Oprócz gazu zawierają cenne składniki: siarkę i kondensat gazowy. Na terenie Republiki Komi prowadzone są badania nad złożem gazowym Wuktylskoje.
Na Kaukazie Północnym znajdują się dwa regiony roponośne i gazowe: Grozny i Dagestan. Najważniejsze złoża gazu ziemnego na Północnym Kaukazie to Światła Dagestanu (Dagestan),
Pola naftowe i gazowe: Północny Stawropol i Pelagiadinskoye (terytorium Stawropola), Leningradskoye, Maikopskoye, Minskoye i Berezanskoye (krasnodarskie terytorium).
We wschodniej Syberii największym złożem jest Markovskoye. Na Dalekim Wschodzie duże pola naftowe znajdują się na Sachalinie i Jakucji.
Obiecujący jest rozwój złóż ropy i gazu na szelfie kontynentalnym, którego terytorium jest w 70% bogate w te minerały.
Do chwili obecnej wysoce produktywne rezerwy dużych złóż zostały w dużej mierze wyczerpane, a duże złoża doświadczają intensywnego spadku wielkości wydobycia ropy. Prawie cały zasób szybów naftowych został przeniesiony z produkcji płynnej do zmechanizowanej.
Rozpoczął się masowy rozwój małych, mało produktywnych złóż.
Rosja posiada duże, nieodkryte zasoby ropy i gazu, których wielkość wielokrotnie przekracza potwierdzone zasoby. Wyniki analizy struktury jakościowej zasobów niezbadanych w Rosji wskazują, że nie są one tożsame z eksploatowanymi. Oczekuje się, że odkrycie nowych dużych złóż możliwe będzie głównie w rejonach o niskim stopniu eksploracji – na szelfach mórz północnych i wschodnich, we wschodniej Syberii.
Nie można wykluczyć możliwości odkrycia podobnych złóż na Syberii Zachodniej. Przewiduje się, że w tym regionie zostanie odkrytych kilka tysięcy kolejnych złóż ropy.
Rosja zajmuje jedno z pierwszych miejsc na świecie pod względem potwierdzonych zasobów węgla - 30% światowych zasobów węgla różnych typów: antracytu, brunatnego i koksującego. Antracyty i węgiel brunatny służą jako paliwa energetyczne i surowce dla przemysłu chemicznego. Węgle koksujące wykorzystywane są jako paliwo technologiczne w hutnictwie żelaza.
Zasoby węgla są rozmieszczone nierównomiernie w całym kraju. Regiony wschodnie stanowią 95%, a część europejska – 5% całkowitych zasobów kraju. Ważnym wskaźnikiem oceny ekonomicznej zagłębi węglowych są koszty produkcji. Zależy to od metody wydobycia, którą może być kopalnia lub kamieniołom (otwarty), struktury i grubości pokładu, wydajności kamieniołomu, jakości węgla, obecności odbiorcy lub odległości transportu. Najniższe koszty wydobycia węgla występują na Syberii Wschodniej, najwyższe w regionach północnej Europy.
Znaczenie zagłębia węglowego w gospodarce regionu zależy od ilości i jakości zasobów, stopnia ich przygotowania do eksploatacji przemysłowej, wielkości produkcji oraz cech transportowych i położenia geograficznego. Baseny wschodnich regionów Rosji wyprzedzają część europejską pod względem wskaźników technicznych i ekonomicznych, co tłumaczy się sposobem wydobycia węgla w tych zagłębiach węglowych. Węgle z zagłębi Kańsko-Aczyńsk, Kuźnieck, Jakuck Południowy i Irkuck wydobywane są metodą odkrywkową.
Węgle brunatne występują głównie na Uralu, wschodniej Syberii i rejonie Moskwy. Węgle kamienne, w tym koksowe, występują w dorzeczu Kuźniecka, Peczory i Jakucka Południowego. Główne zagłębia węglowe to Peczora, Kuźnieck, Kańsko-Aczyńsk i Jakuck Południowy.
Węgiel służy jako paliwo i surowiec dla przemysłu chemicznego i hutnictwa.
Zasoby węgla są rozmieszczone nierównomiernie w całym kraju – 95% w regionach wschodnich i tylko 5% w części europejskiej.
Ważnym wskaźnikiem oceny ekonomicznej zagłębi węglowych są koszty produkcji. Najniższe koszty produkcji występują we wschodniej Syberii, najwyższe na północy Europy. Główne zagłębia węglowe:
Peczerski położony jest w północnym regionie gospodarczym na terytorium Republiki Komi i Nienieckiego Okręgu Autonomicznego. Powierzchnia całkowita – 100 tysięcy metrów kwadratowych. km bilansowych zasobów węgla – 210 miliardów ton.
Węgle są wysokiej jakości, głębokość ich występowania wynosi 470 m, a miąższość pokładów do 1 m. Warunki górnicze są trudne – wieczna zmarzlina i znaczna zawartość wody w warstwie.
W strefie europejskiej, oprócz basenu Peczora, zasoby węgla znajdują się w obwodzie rostowskim (wschodnie skrzydło basenu donieckiego), w basenie obwodu moskiewskiego z zasobami geologicznymi wynoszącymi 19,9 miliarda ton, w rejonach Kizelovsky, Czelabińsk i Południe Dorzecza Uralu – ponad 5 miliardów ton.
Węgle charakteryzują się różnorodnym składem i właściwościami. Prawie 35% wszystkich rosyjskich zasobów to węgle brunatne. Pod względem efektywności wydobycia węgla na tle ogólnorosyjskim wyraźnie wyróżniają się dwa baseny: Kańsko-Aczyński i Kuzniecki.
Dorzecze Kuźniecka położone jest w zachodniej Syberii, w obwodzie kemerowskim. Powierzchnia – 70 tys. km kw. Rezerwy bilansowe - 600 miliardów ton. Głębokość występowania wynosi 300-600 m, miąższość warstw od 6 do 25 m.
Różne węgle. Większość z nich to cenny węgiel koksujący (hutniczy). Ponad 50% przedsiębiorstw górnictwa węglowego pilnie potrzebuje przebudowy.
Zagłębie węgla brunatnego Kansk-Achinsk znajduje się na terytorium Krasnojarskiej Karii (Wschodnia Syberia) i regionu Kemerowo. Rozciąga się wzdłuż Kolei Transsyberyjskiej na długości 800 km. Ogólne rezerwy geologiczne do głębokości 600 m - 610 miliardów. t, do głębokości 1800 m – 1200 miliardów. t. Grubość warstw wynosi od 14 do 100 m. Ułożone są poziomo i blisko powierzchni. Koszt produkcji jest niski. W sumie są 24 depozyty.
Dorzecze Południowego Jakucka. Zasoby - 40 miliardów ton Wysoka jakość - koksowanie. Głębokość - 300 m, miąższość 27 m, eksploatacja prowadzona jest metodą odkrywkową. W Jakucji znajdują się największe, ale słabo zbadane zagłębia węglowe: Tunguska (całkowite zasoby geologiczne 2,34 biliona ton), Lensky (1,65 biliona ton).
Na Sachalinie całkowite zasoby geologiczne węgla wynoszą 12 miliardów ton, w regionie Magadanu - 103 miliardy ton, w regionie Kamczatki - 19,9 miliarda ton.
Należy zaznaczyć, że warunki naturalne panujące w północnej strefie Rosji determinują znaczny wzrost kosztów, czyniąc wszelkiego rodzaju prace trudniejszymi i droższymi. Koszty budowy lądowych szlaków komunikacyjnych są 3-5 razy wyższe, a obiektów przemysłowych 4-7 razy wyższe.
Utrzymanie równowagi ekologicznej ze względu na niestabilność środowiska naturalnego wymaga znacznych dodatkowych inwestycji kapitałowych. Mimo to rozwój zasobów naturalnych w strefie północnej i wschodniej daje krajowi znaczący efekt.
Koszty wydobycia węgla w wiodących basenach wschodu (Kańsk-Aczyński i Kuźnieck) są 2-3 razy niższe, a koszty energii cieplnej 3-4 razy niższe niż w strefie europejskiej, ropa zachodniosyberyjska jest 1,5 razy niższa, gaz ziemny jest 2 razy tańszy, energia wodna na Syberii Wschodniej jest 4-5 razy tańsza niż w części europejskiej.
W ciągu ostatnich 45 lat (1965-2010) nastąpiły istotne zmiany w bazie paliwowo-energetycznej Rosji. Wraz z poszerzaniem jej granic zwiększała się odległość surowców od głównych odbiorców, a ich wydobycie stało się droższe. Średnia głębokość szybów naftowych wzrosła 2-krotnie, kopalń węgla kamiennego - 1,5-krotnie. Koszty wydobycia ropy tiumeńskiej wzrosły ponad 3 razy, gazu - 2,5 razy, węgla Kuźnieck - 1,25 razy. Mimo to 1 tona standardowego paliwa na Syberii kosztuje 2 razy mniej niż w innych regionach kraju.
Stan klimatu inwestycyjnego w podmiotach Federacji Rosyjskiej jest w dużej mierze zdeterminowany poziomem rozwoju bazy elektroenergetycznej. W każdym regionie energia elektryczna pochodzi z różnych źródeł. W warunkach powstawania hurtowego rynku energii elektrycznej i rosnących za nią cen opłacalne staje się korzystanie z własnych źródeł energii. Jednak najczęstszą opcją jest zakup energii elektrycznej z sieci.
W Rosji systemy elektroenergetyczne obejmują zwykle terytorium jednego podmiotu wchodzącego w skład Federacji Rosyjskiej i zapewniają wszystkim odbiorcom energię elektryczną z elektroenergetycznych linii przesyłowych poprzez własną produkcję energii elektrycznej oraz zakupy od innych systemów energetycznych, elektrowni jądrowych i RAO „Zjednoczona Sieć Energetyczna Rosji” . Prawie każdy podmiot Federacji Rosyjskiej ma swój własny system energetyczny. Tylko w regionach Dalekiej Północy powszechne są małe, izolowane elektrownie wysokoprężne.
W sumie na terenie Federacji Rosyjskiej działa ponad 70 systemów energetycznych. Wśród wskaźników charakteryzujących stan i poziom rozwoju elektroenergetyki na terytoriach do najważniejszych należą:
Wielkość mocy wytwórczych i ich struktura według typów elektrowni;
Wielkość produkcji energii elektrycznej i deficyt (redundancja) systemu energetycznego;
Stan urządzeń elektrowni i wiek głównych urządzeń wytwórczych (stopień amortyzacji);
Struktura bilansu paliwowego elektrowni i stabilność dostaw paliw;
Lokalizacja elektrowni na obszarze, ich rodzaj, moc i dostępność rezerw do produkcji energii elektrycznej (ciepła);
Geografia linii elektroenergetycznych i ich stan, lokalizacja stacji transformatorowych i obecność nieobciążonych mocy.
Systemy energetyczne posiadają wszystkie te materiały, część z nich występuje w formie sprawozdawczych informacji statystycznych, które są na bieżąco gromadzone i przetwarzane w samorządowych organach statystycznych.
Większość systemów elektroenergetycznych ma nadwyżki mocy wytwórczych, dzięki czemu mogą z łatwością zapewnić niezbędne dostawy energii elektrycznej. Jednak ponad połowa istniejącego sprzętu jest już przestarzała, a jego fizyczne zużycie jest również duże. Dlatego wraz ze wzrostem obciążenia niezawodność zasilania szybko maleje. Główna zamieszkana część Federacji Rosyjskiej objęta jest jednolitym systemem energetycznym, co zapewnia wysoki stopień niezawodności dostaw energii.
W każdym systemie elektroenergetycznym znajduje się centrum dyspozytorskie, które zajmuje się operacyjnym zarządzaniem procesem wytwarzania, transportu i dystrybucji energii elektrycznej. Wszyscy abonenci systemu energetycznego uzgadniają z zarządem Energosbytu swoje roczne zapotrzebowanie na energię elektryczną i deklarują harmonogram jej zużycia w podziale na godziny dnia i pory roku. W niektórych systemach zasilania obowiązują ograniczenia dotyczące włączania i wyłączania dużych jednostek energochłonnych w określonych porach dnia.
Ważniejsze postoje i harmonogramy planowych napraw urządzeń są koordynowane z systemem elektroenergetycznym. W przypadku awaryjnego wyłączenia elektrowni system elektroenergetyczny automatycznie dokonuje redystrybucji mocy innych elektrowni lub wykorzystuje rezerwę mocy sąsiedniego systemu elektroenergetycznego, zapewniając nieprzerwane zasilanie.
Rosnące braki w płatnościach za otrzymaną energię, rosnące taryfy kolejowe i koszty paliwa mają decydujący wpływ na kondycję finansową systemów elektroenergetycznych. Elektroenergetyka jako naturalny monopolista znajduje się w systemie państwowej regulacji kosztów produkcji. Ponieważ rosyjska gospodarka nie jest jeszcze gotowa na wysokie stawki za energię elektryczną, państwo wstrzymuje podwyżki cen. Pod tym względem w najgorszej sytuacji znajdują się systemy energetyczne, które ze względu na braki mocy wytwórczych są zmuszone kupować energię elektryczną od RAO JES lub od sąsiednich systemów energetycznych.
Skład urządzeń wytwórczych oraz rodzaj paliwa stosowanego w elektrowniach determinują koszt energii elektrycznej i możliwości eksploatacyjne systemu elektroenergetycznego. Jeżeli udział elektrowni wodnych w systemie energetycznym jest wysoki, ich możliwości eksploatacyjne są wysokie, a koszt energii elektrycznej jest stosunkowo niższy. Możliwości operacyjne systemów energetycznych obejmujących wyłącznie elektrociepłownie (CHP) są bardziej ograniczone.
W odróżnieniu od dostaw energii elektrycznej, ciepło dostarczane jest głównie przez własne kotłownie. Większość małych osiedli ma zdecentralizowane zaopatrzenie w ciepło z wielu małych i średnich kotłowni.
Często te kotłownie zaspokajają potrzeby cieplne nie tylko głównego abonenta, ale także sektora mieszkaniowego, a także innych odbiorców. W tym przypadku właściciel kotłowni występuje w roli sprzedawcy energii cieplnej. Obecność scentralizowanego zaopatrzenia w energię w osadzie ma pozytywny wpływ na rozwój gospodarczy. Izolowane zasilanie jest zwykle droższe i mniej niezawodne.
Kompleks paliwowo-energetyczny zachodniej Syberii. W warunkach kształtowania i rozwoju stosunków rynkowych Zachodnia Syberia zachowuje swoją rolę największej bazy paliwowej, energetycznej i eksportowej kraju. Doświadczenia wejścia na rynek zrealizowały się już na Syberii Zachodniej w postaci największego państwowego koncernu gazowego RAO Gazprom, który nie tylko zapobiegł spadkowi wydobycia, ale także stopniowo zwiększa swoje moce produkcyjne. Proces korporatyzacji postępuje bardzo intensywnie także w innych sektorach kompleksu paliwowo-energetycznego. Przede wszystkim w przemyśle węglowym i naftowym.
Przemysł elektroenergetyczny Zachodnia Syberia rozwija się w oparciu o zasoby gazu i węgla. Największe elektrownie cieplne znajdują się w Surgucie, Urengoju i w zagłębiu węglowym Kuźnieck. W przyszłości energetyka będzie rozwijać się w oparciu o tani węgiel z zagłębia Kańsko-Aczyńsk. Zaopatrzenie w energię kompleksu naftowo-gazowego zapewniają elektrownie cieplne w Surgucie, Niżniewartowsku i Urengoju.
Regulacja stawek za energię elektryczną i ciepło. Utworzony w 1994 roku Federalna Komisja Energetyczna (FEC) otrzymał uprawnienia do zatwierdzania taryf dla energii elektrycznej dostarczanej przez państwowe elektrownie okręgowe i elektrownie wodne wchodzące w skład RAO JES Rosji oraz elektrownie jądrowe dla odbiorców hurtowych (regionalne systemy energetyczne), a także odbiorców w przypadku nieporozumień z regionalnymi systemami energetycznymi prowizje (REC).
Federalna Komisja Energetyki dokonuje podziału na strefy hurtowego rynku energii elektrycznej, dzieląc terytorium kraju na strefy energetyczne, w ramach których uśredniany jest koszt produkcji energii elektrycznej przez elektrownie przypisane do danego rynku strefowego. Obecnie istnieje pięć takich stref:
1. Północny zachód (bez JSC Kolenergo, Karelenergo, Komienergo), Centrum, Ural, Zachodnia Syberia, Środkowa Wołga;
2. Południe (w granicach IPS Południe);
3. Syberia (w granicach Jednolitego Systemu Energetycznego „Syberia”);
4. Transbaikalia (JSC Buryatenergo i JSC Chitaenergo);
5. Daleki Wschód (w granicach Jednolitego Systemu Energetycznego Daleki Wschód).
W niektórych regionach o ograniczonym bilansie energii elektrycznej (na przykład na Dalekim Wschodzie) rząd federalny dotuje taryfy za energię, płacąc regionalnym systemom energetycznym część różnicy między cenami hurtowymi i detalicznymi. Kryteria wyboru takich regionów pozostają jednak niejasne i występują zakłócenia w przepływie dotacji. Stąd niestabilność funkcjonowania systemów energetycznych, „ciągłe” przerwy w dostawie prądu przez odbiorców i zwiększony poziom ryzyka w energochłonnej produkcji przemysłowej.
Taryfy dla energii elektrycznej na rynku detalicznym w każdym podmiocie Federacji Rosyjskiej ustalane są przez regionalna komisja ds. energii (NAGR.) , którego organizatorem jest samorząd lokalny. W istocie regionalne systemy energetyczne (oblenergos) kupują energię elektryczną po średnich cenach hurtowych, a następnie odsprzedadzą ją konsumentom (wraz z energią wytworzoną we własnych elektrowniach) po cenach detalicznych.
Istnieje Przepisy w sprawie państwowej regulacji taryf za energię elektryczną i cieplną, który jest corocznie dostosowywany i zatwierdzany przez Ministerstwo Paliw i Energii Federacji Rosyjskiej. W Rosji istnieje praktyka rewizji taryf raz na kwartał z miesięczną indeksacją z uwzględnieniem wskaźników inflacji oraz taryf regulacyjnych elektrowni – podmiotów hurtowego rynku energii elektrycznej.
Odniesienie
Zróżnicowanie taryf energii elektrycznej według kategorii odbiorców opiera się na kilku zasadach. Taryfy ustalane są w oparciu o zasadę samofinansowania regionalnych systemów energetycznych i wchodzących w ich skład elektrowni. Różnią się one terytorialnie i kategoriami konsumentów.
Wyróżnia się następujące kategorie konsumentów: konsumenci przemysłowi i równorzędni, konsumenci hurtowi – sprzedawcy, producenci produktów rolnych, zelektryfikowana kolej i transport publiczny, konsumenci nieprzemysłowi, ludność miejska i wiejska. W kategorii odbiorców przemysłowych wyróżnia się dwie podgrupy: tych o deklarowanej mocy większej niż 750 kVA i mniejszej niż ta wartość.
Taryfy dla odbiorców przemysłowych są zwykle ustalane nieco wyżej niż stawki dla gospodarstw domowych i odbiorców rolnych (stosowane jako „ subsydiowanie krzyżowe„). Choć na szczeblu federalnym prowadzona jest polityka zmierzająca do zbliżenia taryf energii elektrycznej dla różnych kategorii odbiorców (w 1994 r. podjęto uchwały o zmniejszeniu liczby beneficjentów i sprowadzeniu taryf za energię elektryczną dla ludności do poziomu kosztów plus 5% rentowności , dla przedsiębiorstw rolnych - plus 15% rentowności), na poziomie lokalnym jego rezultaty nie są jeszcze zbyt zauważalne.
Polityka energetyczna REC jest zupełnie inna. W niektórych regionach wzrost ceł jest powstrzymywany do ostatniej chwili, po czym następuje gwałtowny skok i cykl się powtarza, w innych stosuje się taktykę płynnego podwyższania ceł. Odmienne jest także obciążenie „taryfowe” przedsiębiorstw przemysłowych, które pośrednio dofinansowują taryfy dla preferencyjnych kategorii odbiorców energii.
Efektem interakcji polityk Federalnej Komisji Energetycznej i Regionalnej Komisji Energetycznej jest terytorialne zróżnicowanie poziomu taryf energetycznych dla przedsiębiorstw. Z reguły regiony bogate w energię tworzą środowisko energetyczne bardziej sprzyjające produkcji przemysłowej niż terytoria dotknięte niedoborami energii. Jednocześnie zawsze należy wziąć pod uwagę, który szczebel władzy – federalny czy regionalny – kontroluje przepływy międzyregionalne.
Generalnie poziom stawek za energię elektryczną w Rosji pozostaje niższy niż na europejskim rynku hurtowym. Eksporterzy produktów przemysłowych mogą wykorzystać tę okoliczność.
Polityka energetyczna jest pełna potencjalnych sprzeczności. Tym samym władze regionalne są niezadowolone z utraty kontroli nad taryfami za energię, a energochłonne przedsiębiorstwa przemysłowe są niezadowolone z ustanawiania zawyżonych taryf za energię, które podważają konkurencyjność produktów. Jedyną możliwą alternatywą może być budowa własnych źródeł wytwórczych. Realizację tego typu projektów rozpoczęło już wiele dużych, energochłonnych przedsiębiorstw.
Jeśli chodzi o taryfy za energię cieplną, przedsiębiorstwa komunalne „Sieci Cieplne”, a także sieci elektryczne, kupują ciepło od elektrowni cieplnych będących własnością RAO „UES Rosji” i odsprzedadzą je ludności i przedsiębiorstwom. Większość przedsiębiorstw przemysłowych posiada własne źródła ciepła. Subsydiowanie skrośne nie ma tu większego efektu, ponieważ populacja odpowiada za około 80-90% wolumenu ciepła zużywanego przez systemy grzewcze. Stawki opłat za ciepło dla ludności nie są w stanie pokryć 1/3 kosztów ciepła, dlatego też znaczna część wpływów do Sieci Ciepłowniczych pochodzi ze skarbu miasta w formie dotacji (do 80%).
Oprócz scentralizowanego zaopatrzenia w ciepło Rosja posiada szeroko rozwiniętą sieć kotłowni różnego rodzaju i form własności. W bilansie samorządów znajduje się wiele kotłowni. Dlatego nawet w tej samej miejscowości taryfa może się różnić w zależności od własności kotłowni. Jednocześnie centralizacja dostaw ciepła zwykle prowadzi do obniżenia kosztów energii cieplnej.
Kompleks paliwowo-energetyczny obwodu omskiego opiera się na surowcach zewnętrznych: węglu Jekibastuz i Kuźnieck, ropie naftowej i gazie ziemnym ze złóż naftowych i gazowych Środkowego Obu. Roczna wielkość zużycia węgla wynosi około 6 milionów ton.Obwód omski jest jednym z 43 ubogich w energię (i zależnych od energii) regionów Rosji. Główne przedsiębiorstwa branży skupiają się w Omsku.
Struktura trwałych aktywów produkcyjnych w przemyśle obwodu omskiego dość wyraźnie odzwierciedla stan mocy produkcyjnych. Pomimo tego, że branża paliwowa stanowi zaledwie około 15,4% majątku trwałego, w połowie lat 90. XX w. sprzedaż wyrobów z tej branży stanowiła ponad 50% wolumenu sprzedaży wyrobów przemysłowych w cenach bieżących, a w cenach porównywalnych – ponad 2/3.
Wzrostu udziału przemysłu paliwowego nie tłumaczono wzrostem wolumenu sprzedaży wyrobów tej branży (w cenach porównywalnych wręcz spadł), ale spadkiem produkcji w inżynierii mechanicznej, chemii i petrochemii, leśnictwie, przemysł drzewny, celulozowo-papierniczy i lekki.
Najniższym tempem spadku produkcji charakteryzowała się elektroenergetyka w Omsku (około 85% poziomu z 1992 r.) i paliwowa (około 85% poziomu z 1992 r.). Jednocześnie spadek produkcji w głównych gałęziach przemysłu energochłonnych, takich jak przemysł chemiczny i petrochemiczny (3,9-krotny), budowa maszyn i obróbka metali (prawie 4-krotny), a także ogólny spadek produkcji przemysłowej (prawie 2-krotny ) towarzyszy spadek produkcji energii elektrycznej zaledwie o 15,6%.
Działania podjęte przez administrację obwodu omskiego oraz ogólna poprawa sytuacji gospodarczej w kraju doprowadziły do zmiany negatywnych tendencji. W rezultacie do 2002 roku udział przemysłu paliwowego w produkcji przemysłowej regionu spadł do 10,6% ogółu. Stało się tak głównie za sprawą wzrostu produkcji przemysłowej w regionie.
Omsk Energy System jest otwartą spółką akcyjną „ Spółka Akcyjna Energii i Elektryfikacji „Omskenergo”, to zespół elektrowni, kotłowni, sieci elektrycznych i ciepłowniczych, połączonych wspólnym trybem pracy i posiadających scentralizowaną kontrolę operacyjną. RAO UES posiada pakiet kontrolny w Omskenergo JSC.
Obecnie JSC „Omskenergo” pokrywa 100% zapotrzebowania obwodu omskiego na energię elektryczną poprzez własne wytwarzanie i zakup energii elektrycznej na federalnym rynku hurtowym (FOREM). Scentralizowane zaopatrzenie w ciepło ze źródeł ciepła JSC „Omskenergo” pokrywa około 70% zasobów mieszkaniowych miasta Omsk. Łączna moc zainstalowana własnej generacji wynosi 1655 MW. Moc cieplna – 6283,7 Gcal/godz. Specyficzne cechy systemu energetycznego Omsk:
- rozwój scentralizowanego zaopatrzenia w ciepło w oparciu o skojarzoną produkcję energii elektrycznej i cieplnej w Omsku CHPP-3, CHPP-4 i CHPP-5;
- brak zasilania – 30% całkowitego zużycia energii elektrycznej w regionie pokrywane jest przez przepływy z sieci dystrybucyjnych Kazachstanu trzema liniami napowietrznymi o mocy 500 kW oraz IPS Syberii sieciami o mocy 110-220 kW.
- wykorzystanie węgla Ekibastuz , importowany do Rosji, którego udział w strukturze bilansu paliwowego systemu energetycznego sięga 60%.
OJSC „Omskenergo” obejmuje dziś 18 odrębnych terytorialnie oddziałów (oddziałów): 5 elektrowni cieplnych (dwie z nich pracują wyłącznie do produkcji energii cieplnej), sieci ciepłownicze, 4 przedsiębiorstwa sieci elektroenergetycznych - sieci elektroenergetyczne Zachodnia, Wschodnia, Południowa i Północna, Energosbyt, Przedsiębiorstwo remontowo-przemysłowe, specjalistyczne przedsiębiorstwo naprawcze „Omskenergospetsremont” i jednostki pomocnicze. Krótka charakterystyka elektrociepłowni Omsk:
CHPP-2- jedna z najstarszych elektrociepłowni, wybudowana w 1941 r. Do 1997 r. głównym paliwem był węgiel ze złóż Kuźnieck, w maju 1997 r. rozpoczęto przestawianie kotłów na gaz skroplony i częściowo na gaz ziemny. Obecnie siedem z dziewięciu kotłów CHPP-2 pracuje na gazie, a dwa na węglu. W ciągu najbliższych 3-5 lat planowana jest przebudowa CHPP-2 i wymiana kotłów, których część wybudowano jeszcze w 1939 roku.
CHPP-3– jedna z najpotężniejszych elektrowni cieplnych. Opiera się na gazie skroplonym i gazie ziemnym ze złoża Tevriz w obwodzie omskim.
CHPP-4– został zbudowany w celu zaopatrzenia w ciepło i energię elektryczną północno-zachodniego węzła przemysłowego miasta Omsk (ONPZ, Khimprom, Omsk Kauchuk i szereg mniejszych przedsiębiorstw). Pierwsze jednostki (kocioł i turbina) zostały oddane do użytku w 1965 roku. Ostatni etap budowy CHPP-4 zakończono w 1982 roku. Moc projektowa elektrociepłowni wynosi 685 MW. Wyposażenie główne: 12 kotłów parowych, 2 kotły wodne i 9 turbogeneratorów o mocy od 50 do 135 MW. Liczba pracowników elektrociepłowni wynosi około 1500 osób. CHPP-4 wykorzystuje węgiel jako paliwo.
Jednocześnie (zimą) pracuje nie więcej niż 7 kotłów i cztery turbogeneratory. Obecnie moce wytwórcze CHPP-4 są w znacznym stopniu niewykorzystane. Z różnych powodów zmniejszono zużycie pary wytwarzanej przez stację pod ciśnieniem 15 atmosfer. Nawet zimą produkcja energii elektrycznej wynosi średnio 320–350 MW.
CHPP-5- najmłodsza z elektrociepłowni Omsk. Zasilany węglem Ekibastuz.
CHPP-6- odnosi się do „niedokończonej budowy” w Omsku. Jesień w latach 90 zużycie energii elektrycznej w przemyśle zmniejszyło znaczenie jego budowy. A teraz pierwszym priorytetem rozwoju energetyki Omska jest optymalizacja wykorzystania istniejących mocy, a nie wprowadzanie nowych.
Do przesyłania energii elektrycznej do odbiorców wykorzystuje się 46,3 tys. km napowietrznych i 244 km kablowych linii elektroenergetycznych. Długość głównych sieci ciepłowniczych w bilansie Sieci Ciepłowniczych JSC „Omskenergo” wynosi 248,3 km. Całkowita liczba pracowników OJSC AK Omskenergo wynosi około 13 000 osób.
W dniu 6 czerwca 2002 r. komitet projektowy RAO JES z Rosji zatwierdził projekt reformy OJSC AK Omskenergo.W pierwszym etapie, który powinien zakończyć się przed 1 stycznia 2003 r., spółka akcyjna zostanie zreorganizowana w formie spółki akcyjnej wydzielenie Do 1 stycznia 2004 roku planowane jest przeprowadzenie etapu inwestycyjnego, w którym spodziewany jest udział władz miejskich i regionalnych.
W wyniku wydzielenia powstaną cztery wyspecjalizowane spółki akcyjne – OJSC Omsk Electric Grid Company, OJSC Omsk Electricity Generating Company, OJSC Omsk Thermal Company i OJSC Omsk Energy Sales Company. Majątek CHPP-3, -4, -5 oraz plac budowy CHPP-6 zostają przeniesione do Omsk Electricity Generating Company. Majątek Sieci Ciepłowniczych, TPP-2 i KRK zostanie przeniesiony do Spółki Cieplnej Omsk.
Ponadto w pierwszym etapie reformy powinna zostać utworzona spółka akcyjna w 100% zależna Energosbyt TEK oraz kilka kolejnych zależnych spółek akcyjnych, w których kapitale zakładowym będą znajdować się aktywa usługowe i niezwiązane z podstawową działalnością przedsiębiorstwa energetycznego. zostać przeniesiony. Po zakończeniu pierwszego etapu reformy OJSC AK Omskenergo stanie się spółką zarządzającą z uprawnieniami organu wykonawczego wszystkich spółek akcyjnych powstałych w drodze wydzielenia.
Tematyka uruchomienia nowych i modernizacji istniejących mocy wytwórczych, modernizacji obiektów sieciowych stanie się głównym tematem drugiego – inwestycyjnego etapu reformy systemu energetycznego Omska. Amortyzacja środków trwałych Omskenergo JSC wynosi średnio 56%, a własna produkcja odpowiada za 68% energii elektrycznej zużywanej w regionie. Za inwestorów uważani są duzi odbiorcy regionu omskiego, tacy jak na przykład spółka Sibnieft, dostawca węgla Ekibastuz Eurasian Energy Corporation, firmy Access Industries i Alstom.
Program zgazowania dla obwodu omskiego. Obiecujące dla rozwoju małej energetyki w regionach obwodu omskiego są: zagospodarowanie istniejących złóż gazu i ropy z późniejszą zgazowaniem części północnych regionów, transfer sektora paliwowo-energetycznego północnej i środkowej części obwodu omskiego regionu na paliwa torfowe z lokalnych zasobów zamiast drogiego importowanego węgla. Zasadnicze znaczenie dla zgazowania Północy Omska ma wykorzystanie złóż złoża kondensatu gazowego Tevriz.
Zestaw prac nad powszechnym wykorzystaniem gazu ziemnego w połączeniu ze środkami rozliczeniowymi i oszczędzaniem energii umożliwi przeprowadzenie reformy mieszkalnictwa i usług komunalnych przy minimalnym obciążeniu budżetu rodzinnego ludności. Z drugiej strony zmniejszenie udziału kosztów energii w kosztach produkcji omskich przedsiębiorstw może zwiększyć ich rentowność i przyciągnąć dodatkowe inwestycje, w tym zagraniczne.
W 1997 r. Gubernator obwodu omskiego L.K. Poleżajew przyjął uchwałę nr 199-p z dnia 20 maja 1997 r. „W sprawie działań na rzecz rozwoju zgazowania regionu gazem ziemnym w latach 1997-2000”. Rozwój zgazowania gazem ziemnym pozostaje priorytetowym kierunkiem polityki gospodarczej Administracji Obwodu Omskiego.
Od początku programu zgazowania (1997 r.) do 2001 r. wybudowano 1380 km sieci gazowych o różnym przeznaczeniu. Na nowym paliwie pracuje 119 kotłowni, gaz otrzymało około 70 tysięcy mieszkań i domów jednorodzinnych w Omsku i 14 obszarach wiejskich regionu. Problemy zgazowania są systematycznie rozwiązywane w obwodach kalachińskim, lyubińskim, omskim i krutyńskim, kirowskim i oktyabrskim w Omsku.
Rok 1998 upłynął pod znakiem aktywnej realizacji uchwały Wojewody „ W sprawie przeniesienia CHPP-4, CHPP-5 Omskenergo JSC i dużych kotłowni przedsiębiorstw przemysłowych na paliwo gazowe" Gaz ziemny trafił do instalacji kotłów grzewczych Stowarzyszenia Produkcyjnego Irtysz, Sibkryotekhnika JSC, Stowarzyszenia Produkcyjnego Polyot i Stowarzyszenia Produkcyjnego Transmash.
Rozbudowa sieci dystrybucji gazu i liczba odbiorców umożliwiła gwałtowne zwiększenie zużycia gazu ziemnego oraz zapewnienie ludności stabilności i wysokiej jakości dostaw ciepła. Od 1997 roku sprzedaż gazu ziemnego do przygotowywania posiłków i ogrzewania indywidualnych budynków mieszkalnych wzrosła 10-krotnie, dla obiektów użyteczności publicznej - 5-krotnie, w całym województwie - niemal dwukrotnie i wyniosła w 2000 roku 1 miliard 928 milionów m 3 . Tylko w 2000 roku, w związku ze zwiększonym zużyciem gazu ziemnego, wymieniono paliwa ciekłe i stałe w ilości 460 tys. ton na paliwo standardowe, oszczędzając ponad 600 mln rubli.
Jednocześnie prowadzono systematyczną zagospodarowanie złoża kondensatu gazowego Tevriz. Wraz z uruchomieniem eksperymentalnego gazociągu międzyosiedlowego r.p. Tevriz – r.p. Znamenskoje - miasto Tara, pojawiła się szansa na zwiększenie wolumenu produkcji i sprzedaży gazu na północy regionu do 50 milionów m 3 rocznie.
Do początku sezonu grzewczego 2000-2001. Kotłownie PA Polet, JSC Omskhydroprivod i OMPO im. Baranov, OJSC „Sibsherst” i inne przedsiębiorstwa. W Omsku budowa dużego gazociągu dystrybucyjnego prowadzącego do centralnej części miasta do nazwanego Sibzavod. Bojownicy Rewolucji.
Trudno przecenić terminowość przeniesienia kotłowni miastotwórczych przedsiębiorstw przemysłowych, które dostarczają ciepło do dużych obszarów mieszkalnych. Tylko jeden kocioł w Transmash, przestawiony na paliwo gazowe w grudniu 1999 r., dał efekt ekonomiczny w wysokości 27 milionów rubli rocznie. Ponadto przedsiębiorstwo to posiada możliwość konwersji pieców martenowskich, grzewczych i termicznych na gaz ziemny. Docelowo doprowadzi to do wzrostu konkurencyjności przedsiębiorstwa, poprawy warunków pracy i rozwiązania problemu zatrudnienia. Ciepło z tej kotłowni wykorzystywane jest przez fabryczne osiedla mieszkaniowe we wsi. Swierdłowa i Kujbyszewa, a także obiekty omskiego oddziału kolei i mienia komunalnego miasta Omsk.
Odniesienie :
Zużycie gazu ziemnego do poziomu 98 mln m 3 rocznie wyłącznie przez spalające paliwa instalacje systemu mieszkalnictwa i usług komunalnych oraz przez ludność pozwala zaoszczędzić 55 tys. ton oleju opałowego, 9,8 tys. ton węgla, 3,5 tys. ton skroplonego gazu propan-butan, co pozwala zaoszczędzić ponad 75 milionów rubli. środki budżetowe.
W 1998 roku w Omsku powstała spółka akcyjna Omskgazifikatsiya, pełniąca funkcję generalnego klienta w relacjach z OJSC Zapsibgazprom. W efekcie w ciągu zaledwie trzech lat realizacji programu zgazowania liczba odbiorców wzrosła o 41 kotłowni ciepłowniczych, 48 620 domów jednorodzinnych i mieszkań.
Program zgazowania pobudził strukturalną restrukturyzację sektora energetycznego w obwodzie omskim. Tym samym w samym 1999 r. zużycie paliwa gazowego wzrosło w porównaniu z 1998 r. w mieszkalnictwie i usługach komunalnych regionu 1,5-krotnie, w przeliczeniu na ludność - 3,1-krotnie. Liczba miejscowości zużywających gaz ziemny wzrosła 1,5-krotnie.
Realizacja programu zgazowania rozwiązała szereg problemów gospodarczych i społecznych w północnych regionach obwodu omskiego. Biorąc pod uwagę, że olej opałowy kosztuje 5 razy, a węgiel 1,5 razy więcej niż równoważna ilość gazu ziemnego, przyłączenie odbiorców do gazu ziemnego doprowadziło do zmniejszenia obciążeń lokalnych budżetów i poprawy zaopatrzenia w ciepło ośrodków regionalnych.
Pojawienie się gazu przyczynia się do ożywienia całych gałęzi przemysłu, które stały się nierentowne ze względu na wysokie koszty surowców energetycznych. Na przykład już tylko z tych powodów w mieście Tara nie działają dziś dwie cegielnie. Dodatkowo pojawiły się nowe możliwości bardziej efektywnego wykorzystania gazu ziemnego (np. jako paliwa silnikowego). W północnych regionach obwodu omskiego znajduje się duża liczba sprzętu samochodowego i rolniczego, który będzie stopniowo przekształcany na gaz, co obniży koszty benzyny i oleju napędowego.
Realizacja programu zgazowania wymagała nowych rozwiązań w zakresie wyposażenia obiektów gazowniczych. Już dziś przedsiębiorstwa kompleksu maszynowego (głównie kompleksu wojskowo-przemysłowego) złożyły zamówienia na sprzęt i części zamienne do sprzętu specjalnego. Miasto Omsk opanowało już produkcję kotłów grzewczych, kotłowni blokowych, zaworów odcinających, części zamiennych do elementów do urabiania skał i urządzeń pomiarowych.
W 1999 roku rozpoczęto produkcję koparki do rowów Omsk. Prace te są aktywnie prowadzone w Stowarzyszeniu Produkcyjnym Irtysz, Stowarzyszeniu Produkcyjnym Transmash, Stowarzyszeniu Produkcyjnym Polyot, zakładzie Stroytekhnika, Rolero OJSC i innych przedsiębiorstwach. Jednocześnie opanowywana jest produkcja szerokiej gamy sprzętu gazowego. Rozpoczęliśmy produkcję polietylenowych rur gazowych w FPK Aktiya i PA Irtysz.
Pytania kontrolne
1. Pokazać mechanizm funkcjonowania systemu energetycznego na terytorium Federacji Rosyjskiej.
2. Wyjaśnić znaczenie i treść pojęcia „subsydiowanie krzyżowe w elektroenergetyce”.
3. Skomentuj działania podjęte w obwodzie omskim w celu nieprzerwanego zaopatrzenia ludności i przedsiębiorstw przemysłowych w energię elektryczną.
1. Ekonomika regionalna: Podręcznik dla uniwersytetów / wyd. prof. T.G. Morozowa. – M.: JEDNOŚĆ, 2004.
2. Talkanov E.A., Beketov N.V., Nikitina T.M. Kompleks paliwowo-energetyczny regionu: struktura, funkcje, perspektywy rozwoju. – M.: Akademia, 2005.
3. Kompleks paliwowo-energetyczny regionów Rosji (okręgi federalne, podmioty Federacji Rosyjskiej): Katalog. – M.: Energia, 2003.
Akty prawne i dokumenty
1. Dekret Prezydenta Federacji Rosyjskiej z dnia 7 maja 1995 r. nr 472 „W sprawie głównych kierunków polityki energetycznej i restrukturyzacji strukturalnej kompleksu paliwowo-energetycznego Federacji Rosyjskiej na okres do 2010 r.” // Odnośny system prawny „Garant”. – M.: NPP „Garant-serwis”, 2006.
2. Uchwała Federalnej Komisji Gospodarczej Federacji Rosyjskiej z dnia 28 grudnia 2001 r. nr 77/1 „W sprawie podstaw ustalania cen i trybu regulacji państwowej oraz stosowania taryf na energię elektryczną i cieplną w Federacji Rosyjskiej” // Referencyjny system prawny „Garant”. – M.: NPP „Garant-serwis”, 2006.
3. Porozumienie gubernatora obwodu omskiego z dnia 18 lutego 1997 r. „W sprawie wzajemnej współpracy administracji obwodu omskiego z rosyjską spółką akcyjną Gazprom” // Referencyjny system prawny „Garant” – M.: NPP „ Garant-serwis”, 2006.
Zadania na lekcję seminaryjną
1. Scharakteryzować działalność i kondycję poszczególnych omskich przedsiębiorstw paliwowo-energetycznych.
2. Wypowiedz się na temat jednego z aspektów rozwoju kompleksu paliwowo-energetycznego obwodu omskiego.
Zatem w Omsku zostało to już zrobione w ZAO Sibsherst i planuje się to zrobić w OAO Omsktekhuglerod, OAO ONPZ-Sibneft i OAO Omskshina.
Tradycyjnym wnioskiem w takich przypadkach jest hipoteza, że w gospodarce istnieje szara strefa, w której wytwarzane są produkty nieksięgowane.
| Poprzedni |
