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.
Топливно-энергетический комплекс является важнейшей структурной составляющей экономики России, одним из ключевых факторов обеспечения жизнедеятельности страны. Он производит более четверти промышленной продукции России, оказывает существенное влияние на формирование бюджета страны, обеспечивает более половины ее экспортного потенциала.
Топливно-энергетический комплекс (ТЭК)-- совокупность производств, процессов, материальных устройств по добыче топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), их преобразованию, транспортировке, распределению и потреблению как первичных ТЭР, так и преобразованных видов энергоносителей.
В состав ТЭК входят взаимодействующие и взаимообусловленные подсистемы: отрасли топливной промышленности (угольная, нефтяная, газовая, сланцевая, торфяная) -- добывающая подсистема и электроэнергетика, преобразующая ТЭР в энергоносители. Эти подсистемы тесно связаны с энергомашиностроением, электротехнической, атомной промышленностью и со всеми отраслями -- потребителями топлива и энергии. Через гидроэнергетику осуществляется связь ТЭК с водным хозяйством страны.
Запасы топливно-энергетических ресурсов и их добыча по территории размещены неравномерно и не совпадают с размещением населения и потреблением топлива и энергии. в Азиатской части страны сосредоточены около 9/10 запасов топлива и более 4/5 гидроэнергии. По потреблению топлива Европейская часть России намного превосходит ее Азиатскую часть, в Азиатской части наоборот добывается топлива больше, чем потребляется. Поэтому добытое топливо направляется из Азиатской части России в Европейскую и далее на экспорт в страны Европы.
Газовая промышленность. По добыче газа Россия-главная база снабжения газом стран СНГ и Европы. Общие запасы - 160трлн м3 (более 40% мировых). Основные газодобывающие базы: Зап.-Сибирская (85%всей добычи); Оренбургско-Астраханская. Создана единая газопроводная система.
Нефтяная промышленность. По запасам нефти Россия занимает 2-е место в мире после Саудовской Аравии. Основные базы- Западно-Сибирская, Волго-Уральская, перспективные - Баренцево -Печорская и о-в Сахалин с большими ресурсами на морском шельфе. Крупные запасы обнаружены в Вост. Сибири и на Д. Востоке. В настоящее время происходит падение добычи нефти (1987г. - 560млн т, 1994г. - 316млн т.)
Электроэнергетика. Основную долю вырабатываю ТЭС (69%), их доля снижается. ТЭС созданы в районах добычи топлива и потребления энергии. Широко используются теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), вырабатывающие как электроэнергию, так и тепло. Крупнейшие ТЭС - Сургутская, Костромская, Рефтинская. ГЭС (20% выработки электроэнергии) выгоднее строить на реках с большим падением и расходом воды; создание ГЭС на равнинных реках привело к затоплению больших прощаднй, замедлению стока рек и заболачиванию водохранилищ. Крупнейшие ГЭС - на Енисее (Красноярская,Саянская), Ангаре (Братская, Усть - Илимская). В перспективе гидроэнергетики - переход к созданию средних ГЭС на притоках крупнейших рек Сибири и повсеместное строительство малых ГЭС. АЭС (11% выработки электроэнергии) создались в районах, где нет достаточных энергетических ресурсов или они дороги, но требуется много электроэнергии. В России -9 крупных АЭС: курская, Смоленская, Тверская, Нововоронежская и др. Единая энергетическая система охватывает территорию в 10 млн км2 с населением 220 млн чел.
России нужна системная государственная политика, стимулирующая нефтегазовые компании к разработке и внедрению инновационных технологий добычи углеводородного сырья. Об этом заявила Председатель Совета Федерации Валентина Матвиенко на выездном заседании Комитета СФ по экономической политике «Роль топливно-энергетического комплекса Западной Сибири в развитии экономики Российской Федерации», состоявшемся в Тюмени.
Россия производит 10 процентов, а потребляет 5,7 процента мировой первичной энергии. В 2013 году было добыто 523 миллиона тонн нефти. Страна сохраняет статус лидера по добыче нефти. По добыче природного газа Россия заняла второе место в мире после США, угля — шестое место.
«При этом топливно-энергетический комплекс обеспечивает более четверти ВВП, треть доходов бюджетной системы, две трети экспортных доходов. От него непосредственно зависит состояние национальной экономики. Поэтому перспективам развития комплекса мы уделяем особое внимание», — сказала Валентина Матвиенко .
Говоря о проблемах нефтегазового комплекса страны, она отметила, что рост добычи нефти замедлился. «Главной причиной является крайне низкий уровень геологоразведочных работ. Деятельность большинства нефтяных компаний по этому направлению нельзя признать удовлетворительной. Ситуацию надо исправлять».
По мнению спикера СФ, целью проводимой государственной политики должно стать обеспечение прироста запасов углеводородов, превосходящего уровень добычи в полтора-два раза. «Для этого нужно стимулировать нефтегазовые компании вести геологоразведку за счет собственных средств и сил».
Государству необходимо перейти к дифференцированной стимулирующей системе налогообложения добычи, подчеркнула Валентина Матвиенко . Это, в частности, позволит сделать рентабельной эксплуатацию низкодебетовых скважин.
Председатель Совета Федерации уделила большое внимание проблеме добычи в Западной Сибири обширных залежей трудноизвлекаемых нефтегазовых запасов, что требует применения инновационных технологических решений и большой работы по замещению зарубежной техники и технологий российскими аналогами.
Валентина Матвиенко отметила, что уже созданы законодательные предпосылки по активизации внедрения новых методов добычи трудноизвлекаемых ресурсов.
«Совет Федерации поддерживает предложение недропользователей об установлении нулевой ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) на работы по добыче трудноизвлекаемой нефти. Такое налоговое стимулирование обеспечит ежегодный прирост добычи нефти в России в объеме 15-20 миллионов тонн», — подчеркнула Валентина Матвиенко .
Говоря о проблемах газодобывающей отрасли, спикер СФ указала на изменение структуры сырьевой базы. «До недавнего времени мы имели дело, главным образом, с однокомпонентным «сухим» газом. А сейчас Россия переходит на многокомпонентные системы. По оценкам, к 2020 году Россия может добывать его в год до 175 миллиардов кубометров так называемого «жирного» газа. Столь значительные запасы создают благоприятные условия для развития в регионе нефтегазохимических кластеров».
В этих условиях одной из наиболее приоритетных задач инновационного развития становится квалифицированное использование и глубокая переработка сырья, продолжила Валентина Матвиенко . «По существу, речь идет о создании новой отрасли».
Принципиально важным для экономики страны является развитие нефтепереработки и нефтехимии. Объём нефтехимической продукции в России оценивается в сумму всего 56 миллиардов долларов, в то время как, например, в США он составляет более 500 миллиардов долларов, а в Китае — почти один триллион долларов, привела цифры Председатель СФ. Она призвала разработать стратегию развития нефтегазоперерабатывающей и нефтегазохимической промышленности Западной Сибири, направленную на повышение глубины переработки углеводородов.
«Развитие данного направления позволит диверсифицировать экспорт углеводородов, повысить в нем долю продукции высокого передела. Это может дать значительный мультипликативный эффект в развитии смежных отраслей», — убеждена Валентина Матвиенко .
Трансформации мировых рынков углеводородов, связанные в том числе с развитием сланцевой газодобычи и появлением новых игроков на рынке сжиженного природного газа, несут большие вызовы российской экономике и энергетике, подчеркнула Председатель Совета Федерации.
«Принятые в 2009-2011 годах Энергетическая стратегия России на период до 2030 года и генеральные схемы развития отраслей ТЭК, к сожалению, уже не соответствуют реалиям мировых рынков и прогнозу социально-экономического развития России. Необходимо срочно обновить эти документы», — считает Валентина Матвиенко . Она также призвала обсудить вопрос о разработке Программы комплексного освоения месторождений Западной Сибири и прилегающего арктического шельфа на период до 2035 года и далее до 2050 года, конкретизирующей основные направления энергетической политики.
Полномочный представитель Президента РФ в Уральском федеральном округе Игорь Холманских отметил, что Западная Сибирь является одним из крупнейших поставщиков углеводородного сырья и бюджетообразующей территорией Российской Федерации. Однако ситуация с добычей углеводородов является достаточно сложной. «За последние шесть лет снижение газа добычи газа в Уральском федеральном округе составило четыре процента, нефти — восемь процентов. Положение дел характеризуется высокой степенью выработанности скважин, при этом коэффициент извлечения нефти является достаточно низким».
Игорь Холманских отметил и положительные тенденции в сфере нефтедобычи: увеличение финансирования геологоразведки, принятие на федеральном уровне мер по стимулированию нефтегазовых компаний к внедрению современных технологий добычи сырья».
Он отметил, что в ряде регионов округа приняты законы, представляющие налоговые льготы предприятиям ТЭК, осуществляющих инновационную деятельность. «Это позволило добывающим компаниям за три последних года увеличить расходы на геологоразведку в два раза».
Тем не менее полномочный представитель Президента РФ считает, что в настоящее время нарушен баланс интересов федерального центра, регионов, нефтяных компаний. «Это представляет угрозу экономической и энергетической безопасности страны. Выходом из ситуации является перераспределение полномочий и бюджетных ресурсов в пользу регионов и муниципалитетов, в том числе по использованию природных ресурсов и защите окружающей среды».
Топливно-энергетические ресурсы – нефть, газ, уголь, торф, горючие сланцы, ядерное сырье, энергии воды, ветра, солнца.
Главная особенность топливно-энергетических минеральных ресурсов - их неравномерное размещение по территории страны. В основном они сосредоточены в восточной и северной зонах России (свыше 90 % их суммарных запасов).
В то же время потребление топлива на ¾ сосредоточено в западной и центральной зонах страны.
Россия занимает 1 место в мире по запасам газа, около 48 трлн. кубометров (37 % мировых запасов).
ВВосточной и Северной зонах находятся наиболее крупные в стране изученные и прогнозные запасы нефти и газа. Общая перспективная площадь по этим видам в Западно-Сибирской и Тимано-Печорской провинциях составляет соответственно 1,5 и 0,6 млн. км2.
Выявлены значительные прогнозные запасы газа на западе Якутии.
Месторождения нефти и газа расположены, в основном, на территории Западной Сибири, Восточной Сибири. Поволжья, Урала, Республики Коми и Северного Кавказа.
В Западно-Сибирском регионе открыто свыше трехсот месторождений нефти и газа. Крупнейшие месторождения нефти расположены в среднем течении реки Оби. К ним относятся: Самотлорское, Федоровское, Западно-Сургутское, Мегионское, Советско-Соснинское, Черемшанское и др.
Западная Сибирь содержит почти 2/3 запасов нефти страны. Месторождения нефти Западной Сибири имеют исключительную концентрацию запасов. Этим объясняется высокая эффективность геологоразведочных работ.
Затраты на подготовку 1 т нефти в Западной Сибири в 2,3 раза ниже, чем в Татарии, в 5,5 раза ниже, чем в Башкирии, в 3,5 раза ниже, чем в Коми, и в 8 раз ниже, чем на Северном Кавказе.
Обширная территория между Волгой и Уралом также богата нефтью – ее добывают в Башкортостане, Татарстане, в Пермском крае и др.
Себестоимость ее невысока – добывается фонтанным способом, но обладает невысоким качеством.
В Западной Сибири сосредоточено 68 % промышленных (кат. А+В+С1) и 72 % потенциальных запасов природного газа России.
Уникальна Северная газоносная провинция Западной Сибири. Она занимает территорию в 620 тыс. км2. Здесь расположены крупнейшие месторождения: Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и Тазовское. Помимо этого, к крупным месторождениям газа относятся Оренбургское (Урал), Астраханское.
Попутно с газом в них содержатся ценные компоненты: сера и газоконденсат. На территории республики Коми разведано Вуктыльское месторождение газа.
На Северном Кавказе выделяются две нефтегазоносные области: Грозненская и Дагестанская. Наиболее значительные месторождения природного газа Северного Кавказа - "Дагестанские огни" (Дагестан),
Нефтегазоносные месторождения: Северо-Ставропольское и Пелагиадинское (Ставропольский край), Ленинградское, Майкопское, Минское и Березанское (Краснодарский край).
В Восточной Сибири крупнейшим месторождением является Марковское. На Дальнем востоке крупные месторождения нефти находятся на Сахалине, в Якутии.
Перспективными являются разработки месторождений нефти и газа на континентальном шельфе, территория которого на 70 % богата этими полезными ископаемыми.
К настоящему времени высокопродуктивные запасы крупных месторождений в значительной мере выработаны и по крупным залежам происходит интенсивное снижение объемов добычи нефти. Практически весь фонд нефтяных скважин переведен с фонтанного на механизированный способ добычи.
Начался массовый ввод в разработку мелких, низкопродуктивных месторождений.
Россия обладает крупными неразведанными ресурсами нефти и газа, объем которых кратно превышает разведанные запасы. Результаты анализа качественной структуры неразведанных ресурсов в России свидетельствует об их неидентичности разведанным. 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.
Россия занимает одно из первых мест в мире по разведанным запасам угля – 30 % мировых запасовугля различного типа: антрациты, бурые и коксующ иеся. Антрациты и бурые угли служат энергетическим топливом и сырьем для химической промышленности. Коксующиеся угли используются в качестве технологического топлива в черной металлургии.
Угольные ресурсы размещаются по территории страны неравномерно. На долю восточных районов приходится 95%, а на европейскую часть - 5% всех запасов страны. Важным показателем экономической оценки угольных бассейнов является себестоимость добычи. Она зависит от способа добычи, который может быть шахтным или карьерным (открытым), структуры и толщины пласта, мощности карьера, качества угля, наличия потребителя или дальности перевозки. Наиболее низкая себестоимость добычи углей в Восточной Сибири, наиболее высокая - в районах европейского Севера.
Значение угольного бассейна в экономике региона зависит от количества и качества ресурсов, степени их подготовленности к промышленной эксплуатации, размеров добычи, особенностей транспортно-географического положения. Бассейны восточных районов России опережают европейскую часть по технико-экономическим показателям, что объясняется способом добычи угля в этих угольных бассейнах. Открытым способом добываются угли Канско-Ачинского, Кузнецкого, Южно-Якутского, Иркутского бассейнов.
Бурые угли залегают в основном на Урале, в Восточной Сибири, Подмосковье. Каменные угли, в том числе и коксующиеся, залегают в Кузнецком, Печорском и Южно-Якутском бассейнах. Основными угольными бассейнами являются Печорский, Кузнецкий, Канско-Ачинский, Южно-Якутский.
Уголь служит топливом и сырьем для химической промышленности и металлургии.
Угольные ресурсы размещены на территории страны неравномерно – 95 % в восточных районах и только 5 % - в европейской части.
Важным показателем экономической оценки угольных бассейнов является себестоимость добычи. Наиболее низкая себестоимость добычи – в Восточной Сибири, наиболее высокая – на европейском Севере. Основные угольные бассейны:
Печерский – расположен в северном экономическом районе на территории республики Коми и Ненецкого автономного округа. Общая площадь – 100 тыс. кв. км балансовые запасы угля – 210 млрд. т.
Угли отличаются высоким качеством, глубина залегания – 470 м, мощность пластов до 1м. Условия добычи сложные – вечная мерзлота и значительная водоносность толщи.
В европейской зоне помимо Печорского бассейна угольные ресурсы расположены в Ростовской области (восточное крыло Донецкого бассейна), в Подмосковном бассейне с геологическими запасами в 19,9 млрд т, в Кизеловском, Челябинском и Южно-Уральском бассейнах - свыше 5 млрд т.
Угли отличаются большим разнообразием состава и свойств. Почти 35 % всех общероссийских запасов представлены бурыми углями. По эффективности добычи угля на общероссийском фоне резко выделяются два бассейна: Канско-Ачинский и Кузнецкий.
Кузнецкий бассейн расположен в Западной Сибири, в Кемеровской области. Площадь – 70тыс. кв.км. Балансовые запасы - 600млрд.т. Глубина залегания 300-600 м, мощность пластов от 6 до 25 м.
Угли различные. Большая часть – ценные коксующиеся угли (металлургия). Более 50 % угледобывающих предприятий нуждаются в срочной реконструкции.
Канско-Ачинский буроугольный бассейн – на территории Красноярского каря (Восточная Сибирь) и Кемеровской область. Вытянут вдоль Транссибирской железнодорожной магистрали на 800 км. Общегеологические запасы до глубины 600 м - 610млрд. т, до глубины 1800м – 1200млрд. т. Мощность пластов – от 14 до 100 м. Они расположены горизонтально и близко к поверхности. Себестоимость добычи – невысокая. Всего - 24 месторождения.
Южно-Якутский бассейн. Запасы – 40 млрд. т. Высокое качество – коксующиеся. Глубина залегания – 300 м, мощность 27 м, добыча ведется открытым способом. В Якутии размещаются крупнейшие, но слабо разведанные угольные бассейны: Тунгусский (общие геологические запасы 2,34 трлн. т), Ленский (1.65 трлн. т).
На Сахалине общие геологические запасы угля составляют 12 млрд. т в Магаданской области - 103 млрд. т, в Камчатской области – 19,9 млрд. т.
Следует отметить, что природные условия в северной зоне России определяют значительный рост затрат, затрудняют и удорожают все виды работ. Затраты на строительство наземных транспортных путей в 3-5 раз, а промышленных сооружений - в 4-7 раз выше.
Необходимы значительные дополнительные капиталовложения для поддержания экологического равновесия в связи с неустойчивостью природной среды. Несмотря на это, разработка природных богатств в северной и восточной зонах дает стране значительный эффект.
Затраты на добычу угля по ведущим бассейнам востока (Канско-Ачинский и Кузнецкий) в 2-3 раза, а тепловой электроэнергии в 3-4 раза ниже, чем в европейской зоне, нефть Западной Сибири в 1,5 раза, природный газ в 2 раза дешевле, гидроэнергия в Восточной Сибири в 4-5 раз дешевле, чем в европейской части.
За последние 45 лет (1965-2010) произошли значительные изменения в топливно-энергетической базе России. Вместе с расширением ее границ увеличилась удаленность ресурсов от основных потребителей, подорожала их добыча. Средняя глубина нефтяных скважин увеличилась в 2 раза, угольных шахт - в 1,5 раза. Затраты на добычу тюменской нефти выросли более чем в 3 раза, газа - в 2,5 раза, кузнецкого угля в 1,25 раза. Несмотря на это 1 т условного топлива в Сибири обходится в 2 раза дешевле, чем в других регионах страны.
Состояние инвестиционного климата в субъектах Российской Федерации во многом определяется уровнем развития электроэнергетической базы. В пределах каждого региона снабжение электроэнергией происходит от различных источников. В условиях формирования оптового рынка электроэнергии и роста цен на нее становится выгодным использовать собственные энергоисточники. Однако самый распространенный вариант – покупка электроэнергии от энергосистемы.
В России электроэнергетические системы обычно охватывают территорию одного субъекта РФ и обеспечивают всех потребителей электроэнергии от сетей ЛЭП за счет собственного производства электроэнергии и покупки ее у других энергосистем, атомных электростанций и у РАО "Единая энергетическая сеть России" . Практически каждый субъект РФ имеет свою энергосистему. Только в районах Крайнего Севера распространены мелкие изолированно работающие дизельные электростанции.
Всего в пределах Российской Федерации функционирует более 70 энергосистем. Среди показателей, характеризующих состояние и уровень развития электроэнергетики территорий, важнейшими являются следующие:
Величина генерирующих мощностей и их структура по типам электростанций;
Величина производства электроэнергии и дефицитность (избыточность) энергосистемы;
Состояние оборудования на электростанциях и возраст основного генерирующего оборудования (степень его амортизации);
Структура топливного баланса электростанций и устойчивость топливоснабжения;
Размещение электростанций по территории, их тип, мощность и наличие резервов по производству электроэнергии (тепла);
География линий электропередач и их состояние, размещение трансформаторных подстанций и наличие незагруженных мощностей.
Всеми этими материалами располагают энергосистемы, часть из них существует в виде отчетной статистической информации, которая регулярно собирается и обрабатывается в местных органах государственной статистики.
Большинство энергосистем имеют избытки генерирующих мощностей, поэтому они легко обеспечивают необходимые поставки электроэнергии. Однако более половины действующего оборудования уже морально устарело, велик и его физический износ. Поэтому в случае роста нагрузок надежность энергоснабжения быстро падает. Основная обжитая часть РФ охвачена единой энергосистемой, это обеспечивает высокую степень надежности энергоснабжения.
В каждой энергосистеме имеется диспетчерский центр, который осуществляет оперативное управление процессом производства, транспортировки и распределения электроэнергии. Все абоненты энергосистемы согласуют с управлением «Энергосбыта» свои годовые потребности в электроэнергии и заявляют график ее потребления по часам суток и по сезонам года. В некоторых энергосистемах существуют ограничения по включению и выключению крупных энергопотребляющих агрегатов в определенные часы суток.
С энергосистемой согласуются крупные остановки и графики планового ремонта оборудования. В случае аварийной остановки электростанции энергосистема в автоматическом режиме перераспределяет мощности других электростанций или задействует резервные мощности соседней энергосистемы, обеспечивая бесперебойность энергоснабжения.
Решающее влияние на финансовое состояние энергосистем оказывают растущие неплатежи за полученную энергию, рост железнодорожных тарифов и стоимости топлива. Электроэнергетика как естественный монополист находится в системе государственного регулирования себестоимости продукции. Поскольку экономика России пока не готова к высоким тарифам на электроэнергию, государство сдерживает рост цен. В этом отношении в наихудшем положении оказываются энергосистемы, вынужденные покупать электроэнергию у РАО ЕЭС или у соседних энергосистем из-за дефицита генерирующих мощностей.
Состав генерирующего оборудования и вид используемого на электростанциях топлива определяют стоимость электроэнергии и режимные возможности энергосистемы. Если в составе энергосистемы высока доля гидроэлектростанций, ее режимные возможности высоки, а стоимость электроэнергии сравнительно ниже. Более ограничены режимные возможности энергосистем, в составе которых имеются одни теплофикационные электростанции (ТЭЦ).
В отличие от электроснабжения теплоснабжение в основном обеспечивается собственными котельными. В большинстве малых населенных пунктов осуществляется децентрализованное теплоснабжение от множества мелких и средних котельных.
Часто эти котельные обеспечивают потребности в тепле не только основного абонента, но и жилого сектора, а также иных потребителей. В этом случае владелец котельной выступает как продавец тепловой энергии. Наличие в населенном пункте централизованного энергоснабжения оказывает положительное влияние на экономическое развитие. Изолированное энергоснабжение обычно дороже и менее надежно.
Топливно-энергетический комплекс Западной Сибири . В условиях становления и развития рыночных отношений Западная Сибирь сохраняет роль крупнейшей топливно-энергетической 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 пять таких зон:
1. Северо-Запад (без АО "Колэнерго", "Карелэнерго", "Комиэнерго"), Центр, Урал, Западная Сибирь, Средняя Волга;
2. Юг (в границах ОЭС Юга);
3. Сибирь (в границах ОЭС "Сибирь");
4. Забайкалье (АО "Бурятэнерго" и АО "Читаэнерго");
5. Дальний Восток (в границах ОЭС Дальний Восток).
В отдельных регионах с напряженным балансом электроэнергии (например, на Дальнем Востоке) федеральное правительство субсидирует энерготарифы, оплачивая региональным энергосистемам часть разницы между оптовыми и розничными ценами. Однако критерии отбора таких регионов остаются неопределенными, имеют место сбои в поступлении субсидий. Отсюда неустойчивость функционирования энергосистем, "веерные" отключения потребителей и повышенный уровень риска в энергоемком промышленном производстве.
Тарифы на электрическую энергию на розничном рынке в каждом субъекте РФ устанавливает региональная 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 «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, целлюлозно-бумажной 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 – 1 655 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 %.
В состав ОАО «Омскэнерго» входят сегодня 18 территориально обособленных подразделений (филиалов): 5 теплоэлектроцентралей (две из них работают только на производство тепловой энергии), тепловые сети, 4 электросетевых предприятия – Западные, Восточные, Южные и Северные электрические сети, Энергосбыт, Производственно-ремонтное предприятие, специализированное ремонтное предприятие "Омскэнергоспецремонт" и вспомогательные подразделения. Краткая характеристика омских теплоэлектроцентралей:
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".
Программа газификации Омской области . Перспективными для развития малой энергетики районов Омской области являются: освоение имеющихся газовых и нефтяных месторождений с последующей газификацией части северных районов, перевод топливно-энергетического хозяйства северной и центральной части области на торфяные виды топлива из местных ресурсов взамен дорогостоящего привозного угля. Принципиально важным для газификации Омского Севера является использование запасов Тевризского газоконденсатного месторождения.
Комплекс работ по широкому использованию природного газа в сочетании с мерами по учету и экономии энергии позволит осуществить реформу жилищно-коммунального хозяйства с минимальной нагрузкой на семейный бюджет населения. С другой стороны, снижение доли энергозатрат в себестоимости продукции омских предприятий способно повысить их рентабельность, привлечет дополнительные инвестиции, в том числе и зарубежные.
В 1997 году Губернатором Омской области Л.К. Полежаевым было принято постановление от 20.05.97 г. № 199-п «О мерах по развитию газификации области природным газом в 1997-2000 годах». Развитие газификации природным газом остается приоритетным направлением экономической политики Администрации Омской области.
С начала осуществления программы газификации (1997 г.) к 2001 г. было построено 1 380 км газовых сетей различного назначения. На новом виде топлива работают 119 котельных, газ получили около 70 тыс. квартир и индивидуальных домов в г. Омске и в 14 сельских районах области. Системно решаются вопросы газификации в Калачинском, Любинском, Омском и Крутинском районах, Кировском и Октябрьском округах г. Омска.
1998 год был ознаменован активной реализацией постановления Губернатора области «О переводе ТЭЦ-4, ТЭЦ-5 АК «Омскэнерго» и крупных котельных промышленных предприятий на газовое топливо ». Природный газ пришел на отопительные котельные установки ПО «Иртыш», АО «Сибкриотехника», ПО «Полет» и ПО «Трансмаш».
Расширение газораспределительных сетей и количества потребителей позволило резко увеличить объем потребления природного газа и обеспечить устойчивость и качественный уровень теплоснабжения населения. С 1997 года реализация природного газа на пищеприготовление и отопление индивидуальных жилых домов возросла в 10 раз, объектам коммунального хозяйства – в 5 раз, в целом по области – почти вдвое и составила в 2000 году 1 млрд 928 млн м 3 . Только в 2000 году за счет увеличения потребления природного газа было замещено жидкого и твердого топлива в объеме 460 тыс. тонн условного топлива, сэкономлено более 600 млн рублей.
Одновременно велось планомерное развитие Тевризского газоконденсатного месторождения. С вводом в эксплуатацию экспериментального межпоселкового газопровода р.п. Тевриз – р.п. Знаменское – г. Тара появилась возможность довести объем добычи и реализации газа на севере области до 50 млн м 3 в год.
К началу отопительного сезона 2000-2001 гг. были переведены на газовое топливо котельные ПО "Полет", АО "Омскгидропривод", ОМПО им. Баранова, ОАО "Сибшерсть" и других предприятий. В Омске завершается строительство крупного распределительного газопровода в центральную часть города до Сибзавода им. Борцов Революции.
Трудно переоценить своевременность перевода котельных градообразующих промышленных предприятий, обеспечивающих теплом большие жилищные массивы. Только один котел на «Трансмаше», переведенный на газовое топливо в декабре 1999 года, дал экономический эффект в 27 млн рублей в год. Кроме того, на этом предприятии имеется возможность перевода на природный газ мартеновских, нагревательных и термических печей. В конечном итоге это приведет к повышению конкурентоспособности предприятия, улучшению условий труда и решению проблемы занятости населения. Теплом от этой котельной пользуются заводские жилые массивы в пос. Свердлова и Куйбышева, а также объекты Омского отделения железной дороги и муниципальной собственности г. Омска.
Справка :
Потребление природного газа до уровня 98 млн м 3 в год только топливопотребляющими установками системы жилищно-коммунального хозяйства и населением позволяет сэкономить 55 тыс. тонн мазута, 9,8 тыс. тонн угля, 3,5 тыс. тонн сжиженного пропан-бутанового газа, что сберегает более 75 млн руб. бюджетных средств.
В 1998 г. в Омске было образовано акционерное общество «Омскгазификация», выступающее генеральным заказчиком в отношениях с ОАО «Запсибгазпром». В результате только за трехлетний период реализации программы газификации количество потребителей увеличилось на 41 отопительную котельную, 48 620 индивидуальных домов и квартир.
Программа газификации стимулировала структурную перестройку энергетики Омской области. Так, только в 1999 году увеличилось потребление газового топлива в сравнении с 1998 годом, в жилищно-коммунальном хозяйстве области в 1,5 раза, населением – в 3,1 раза. Количество населенных пунктов, потребляющих природный газ, возросло в 1,5 раза.
Реализация программы газификации решила ряд экономических и социальных проблем северных районов Омской области. Учитывая то, что стоимость мазута в 5 раз, а угля в 1,5 раза выше эквивалентного количества природного газа, подключение потребителей к природному газу привело к снижению нагрузки на местные бюджеты и улучшило теплоснабжение райцентров.
Приход газа способствует возрождению целых производств, которые из-за дороговизны энергоресурсов стали нерентабельными. Например, только по этим причинам сегодня в г. Таре бездействует два кирпичных завода. Дополнительно появились новые возможности по более эффективному использованию природного газа (например, в качестве моторного топлива). В северных районах Омской области имеется большое количество автомобильной и сельхозтехники, которую постепенно будет переводить на газ, что позволит снизить затраты на бензин и дизельное топливо.
Реализация программы газификации потребовала новых решений по обеспечению оборудованием объектов газового хозяйства. Уже сегодня на предприятиях машиностроительного комплекса (в основном ВПК) размещены заказы на оборудование и запасные части для специальной техники. В городе Омске уже освоен выпуск отопительных котлов, блочных котельных, запорной арматуры, запасных частей для породоразрушающих элементов и приборов учета.
В 1999 году был начат выпуск омского траншеекопателя. Активно эта работа проводится в ПО «Иртыш», ПО «Трансмаш», ПО «Полет», заводе «Стройтехника», ОАО «Ролеро» и на других предприятиях. Одновременно осваивается производство широкого ассортимента газового оборудования. Приступили к производству полиэтиленовых газовых труб в ФПК "Акция" и ПО "Иртыш".
Контрольные вопросы
1. Покажите механизм функционирования энергетической системы на территории Российской Федерации.
2. Поясните смысл и содержание понятия "перекрестное субсидирование в электроэнергетике".
3. Прокомментируйте меры, предпринимаемые в Омской области для бесперебойного энергоснабжения населения и промышленных предприятий.
1. Региональная экономика: Учебник для вузов / Под ред. проф. Т.Г. Морозовой. – М.: ЮНИТИ, 2004.
2. Талканов Э.А., Бекетов Н.В., Никитина Т.М. Топливно-энергетический комплекс региона: структура, функции, перспективы развития. – М.: Academia, 2005.
3. ТЭК регионов России (федеральных округов, субъектов Российской Федерации): Справочник. – М.: Энергия, 2003.
Нормативно-правовые акты и документы
1. Указ Президента РФ от 07.05.1995 г. № 472 "Об основных направлениях энергетической политики и структурной перестройки топливно-энергетического комплекса Российской Федерации на период до 2010 года" // Справочная правовая система "Гарант". – М.: НПП «Гарант-сервис», 2006.
2. Постановление ФЭК РФ от 28.12.2001 г. № 77/1 "Об основах ценообразования и порядке государственного регулирования и применения тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации" // Справочная правовая система "Гарант". – М.: НПП «Гарант-сервис», 2006.
3. Соглашение губернатора Омской области от 18.02.1997 г. "О взаимном сотрудничестве между администрацией Омской области и Российским акционерным обществом "Газпром" // Справочная правовая система "Гарант". – М.: НПП «Гарант-сервис», 2006.
Задания к семинарскому занятию
1. Охарактеризуйте деятельность и состояние отдельных омских топливно-энергетических предприятий.
2. Прокомментируйте один из аспектов развития топливно-энергетического комплекса Омской области.
Так в Омске это уже сделано в ЗАО «Сибшерсть» и планируется сделать в ОАО «Омсктехуглерод», ОАО «ОНПЗ-Сибнефть» и ОАО «Омскшина».
Традиционным выводом в подобных случаях является гипотеза о наличии в экономике теневого сектора, в котором производится неучтенная продукция.
| Предыдущая |
