Топливно-энергетический комплекс

1.2.3. Угольная промышленность. Угольная промышленность – включает добычу (обогащение) и переработку (брикетирование) бурого и каменного угля. Способ добычи угля зависит от глубины его залегания. В настоящее время угольная промышленность России стоит перед необходимостью глубокого реформирования. Максимальный уровень добычи угля в Российской Федерации был достигнут в 1988 г. и составил 410 млн. т. После продолжительного периода динамичного экономического роста, начавшегося в первой половине десятилетия, угольная отрасль России осенью 2008 года столкнулась с серьезнейшими экономическими вызовами.

Глобальный  экономический кризис привел в конце 2008-начале 2009 года к существенному падению объемов добычи и переработки угля.⁷

Российская  Федерация занимает первое место  в мире по разведанным запасам угля. Уголь занимает достойное место в топливном балансе страны, а в ряде регионов является единственным источником топлива, потребляемым промышленными предприятиями, в том числе тепловыми электростанциями.

В природе встречаются такие виды угля, как каменный (энергетическое и бытовое топливо), в том числе коксующийся (для получения технически ценного кокса) и антрацит (используется в энергетике, чёрной и цветной металлургии), а также бурый уголь (используется как топливо). Запасы всех видов угля размещены крайне неравномерно по территории страны.

Бассейны  и крупные месторождения угля: Буреинское, Воркутинское, Зырянский, Иркутский, Кизеловский, Кузнецкий, Партизанское, Печорский, Сахалинский, Таймырский, Углеродское, Улухемский, Южно-Якутский, Анадырское, Канско-Ачинский, Колымо-Индигирский, Ленский, Черновские Копи и др. (см. приложение 9).

На  основе вышеизложенного можно построить  диаграмму топливно-энергетического  баланса России (см. приложение 3). ⁸

1.2.4. Электроэнергетика. Электроэнергетика – отрасль экономики Российской Федерации, включающая в себя комплекс экономических отношений, возникающих в процессе производства, передачи электрической энергии, оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, сбыта и потребления электрической энергии с использованием производственных и иных имущественных объектов, принадлежащих на праве собственности или на ином предусмотренном федеральными законами основании субъектам электроэнергетики или иным лицам. Электроэнергетика является основой функционирования экономики и жизнеобеспечения.⁹

Основные  факторы размещения электроэнергетики:

1. Размещение топливно-энергетических  ресурсов (сырьевой фактор).

2. Размещение потребителей электроэнергии (потребительский фактор).

3. Стоимостной фактор (объемы инвестиций, себестоимость, приведенные затраты).

4. Технический прогресс в производстве  и передаче электроэнергии.

В настоящее  время существует множество электростанций:

 Тепловая электроэнергетика. В данном случае в электрическую энергию преобразуется тепловая энергия сгорания органических топлив. К тепловой электроэнергетике относятся тепловые электростанции (ТЭС), которые бывают двух основных видов:

• Конденсационные (КЭС, также используется старая аббревиатура ГРЭС);
• Теплофикационные (теплоэлектроцентрали, ТЭЦ). Теплофикацией называется комбинированная выработка электрической и тепловой энергии на одной и той же станции;

КЭС и ТЭЦ имеют схожие технологические  процессы. В обоих случаях имеется  котёл, в котором сжигается топливо  и за счёт выделяемого тепла нагревается пар под давлением. Далее нагретый пар подаётся в паровую турбину, где его тепловая энергия преобразуется в энергию вращения. Вал турбины вращает ротор электрогенератора – таким образом энергия вращения преобразуется в электрическую энергию, которая подаётся в сеть.

 Ядерная энергетика. К ней относятся атомные электростанции (АЭС). На практике ядерную энергетику часто считают подвидом тепловой электроэнергетики, так как, в целом, принцип выработки электроэнергии на АЭС тот же, что и на ТЭС. Только в данном случае тепловая энергия выделяется не при сжигании топлива, а при делении атомных ядер в ядерном реакторе. Дальше схема производства электроэнергии ничем принципиально не отличается от ТЭС: пар нагревается в реакторе, поступает в паровую турбину и т. д.

Гидроэнергетика. К ней относятся гидроэлектростанции (ГЭС). В гидроэнергетике в электрическую энергию преобразуется кинетическая энергия течения воды. Для этого при помощи плотин на реках искусственно создаётся перепад уровней водяной поверхности. Вода под действием силы тяжести переливается из верхнего бьефа в нижний по специальным протокам, в которых расположены водяные турбины, лопасти которых раскручиваются водяным потоком. Турбина же вращает ротор электрогенератора. Их нельзя считать генерирующими мощностями в чистом виде, так как они потребляют практически столько же электроэнергии, сколько вырабатывают, однако такие станции очень эффективно справляются с разгрузкой сети в пиковые часы.

Электроэнергия  также имеет некоторые особенности:

1. Невозможность накопления ее  продукции, совпадение производства  электроэнергии во времени с  ее потреблением, лимитируемым им.

2. Неравномерность производства и  потребления электрической и  тепловой энергии во времени.

3. Обязательное создание резервов  для обеспечения надежного и  бесперебойного энергоснабжения потребителей.

4. Территориальное несовпадение между  основными центрами производства.

5. Высокая степень концентрации  производства и энергии.

6. Использование во всех отраслях  народного хозяйства страны.

Структура производимой электроэнергии распределяется следующим образом: ТЭС –65,7%, ГЭС – 17,8%, АЭС – 16,5% (см. приложение 4).

 

Глава 2. Значение и состояние топливно-энергетического комплекса России

 2.1. Факторы развития и размещения отраслей топливно-энергетического комплекса России

2.1.1. Нефть и нефтепереработка. Наиболее интенсивно минерально-сырьевая база нефтяного комплекса развивалась в 1985-1991 годах. Прирост разведанных запасов нефти в эти годы составлял до 1,1 млрд. т в год, то есть в два раза превышал ее годовую добычу. Нефтяная отрасль в 1991-2000 годах развивалась в условиях резкого ухудшения качества минерально-сырьевой базы. Начиная с 1994 года, наметилась негативная тенденция снижения темпов восполнения ресурсной базы углеводородного сырья. Так, прирост запасов нефти и конденсата не компенсирует объемы их добычи и остается на уровне 200-250 млн. т. Доля низкорентабельных запасов нефти возросла с 36% до 55%. Объемы поисково-разведочного бурения нефти за 10 лет уменьшились более чем в 4 раза, а эксплуатационного – в 7 раз, произошло пятикратное сокращение ввода новых скважин.

Разведанные запасы нефти за 1997-2002 годы сократились на 613 млн. т, а в Западной Сибири – на 528 млн. т. Более 70% запасов нефти находятся в диапазоне низких дебитов скважин и на грани “нулевой” рентабельности. Доля запасов с выработанностью более 80% превышает четверть разрабатываемых запасов, более трети запасов – запасы с обводненностью (свыше 70%).

Основные  приросты запасов нефти были получены в основном за счет доразведки открытых нефтяных залежей, а также перевода запасов нефти, ранее оцененных, в разведанные. Ввод новых производственных мощностей сократился в 2-5 раз. По существу в эти годы был упущен важный период подготовки новых регионов к проведению широкомасштабных поисково-оценочных работ, а в дальнейшем и к разработке промышленных запасов нефти.

Добыча нефти и газового конденсата в России в 2007 году по сравнению с 2006 годом увеличилась на 2,1 % и составила 491 миллион тонн.¹⁰

В 2008 году добыча нефти в стране составила 488,105 миллиона тонн. В 2009 году добыча нефти в России увеличилась на 1,25 процента и достигла 494,228 миллиона тонн. В 2010 году продолжился рост объема добычи нефтяного сырья до 505,2 млн. тонн (102,2% к 2009 году). ¹¹

По  данным газеты «Финансовые известия»  от 16 декабря 2010 г., Россия занимает седьмое  место в мире по доказанным запасам  нефти, которые оцениваются более чем в 74 миллиарда баррелей (примерно 10 млрд. т). Согласно документам, подготовленным к заседанию Совета безопасности РФ, запасы российской нефти выработаны более чем на 50%, а текущий уровень добычи (около 500 млн. т нефти в год) может продержаться в течение 20-30 лет, периодически увеличиваясь за счет ввода новых проектов и снижаясь из-за истощения старых месторождений.¹²

Но  согласно закону Российской Федерации государственную тайну составляют сведения об объемах запасов в недрах, добычи, производства и потребления стратегических видов полезных ископаемых, в том числе о балансовых запасах нефти и растворенного в ней газа.¹³

В России данные по нефтяным запасам засекречены (государственная тайна), а по данным последнего отчета British Petroleum (BP), запасы нефти в России составляют 10,2 млрд. т, что хватит на 20 лет и три месяца. При этом уточнили, что BP критикуют за некорректность данных по России.¹⁴

При сложившейся ситуации с развитием  минерально-сырьевой базы можно ожидать, что доля рентабельных запасов нефти в объеме запасов, числящихся на государственном балансе, может снизиться до 30%.

Нефтепереработка. Большинство нефтеперерабатывающих заводов России появились в два послевоенных десятилетия: с 1945 по 1965 г. было введено в эксплуатацию 16 заводов, или более половины действующих на сегодняшний день в России.

За  период экономических реформ 1990-х  годов в нефтепереработке и нефтехимических  отраслях произошло значительное сокращение объёма производства. После распада СССР были запущены два нефтеперерабатывающих предприятия общей мощностью около 3,5 млн. т.

Из-за резкого сокращения внутреннего  потребления нефти при суммарных мощностях по первичной её переработке 296 млн. т в год в 2000 году фактически было переработано 168,7 млн. т, то есть загрузка нефтеперерабатывающих заводов упала до 49,8%. Но уже в 2001 году было переработано 179 млн. т нефти. Глубина переработки нефти за период с 2005 по 2006 выросла с 67,6% до 71,3% (208 млн. т до 220 млн. т).

В 2009 году выработка возросла до 237 млн. т. В последние годы на ряде НПЗ активно ведётся строительство комплексов глубокой переработки нефти (см. приложение 5).

В октябре 2010 года председатель правительства  России В. В. Путин сообщил о принятом правительством решении запретить подключение к магистральным нефтепроводам новых НПЗ, глубина переработки у которых меньше 70%. Путин сообщил, что в России в настоящее время имеются около 250 мини-НПЗ с глубиной переработки около 40%. По мнению Путина, «такие объекты нужно серьёзно модернизировать».¹⁵

К 2012 году при господдержке планируется  построить самый крупный в  России НПЗ в конечной точке нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан, глубина переработки нефти составит 93%, что соответствует достигнутому уровню на нефтеперерабатывающих заводах США.

В основном транспортировка нефти  и нефтепродуктов осуществляется трубопроводами. На территории Российской Федерации существует несколько нефтепроводов различной протяженности, такие как:

• Баку – Новороссийск, для транспортировки каспийской нефти к российскому порту Новороссийск. Протяженность трубы составляет 1411 километров, мощность – 15-17 млн. т нефти в год;
• Балтийская трубопроводная система, связывающая месторождения нефти Тимано-Печерского, Западно-Сибирского и Урало-Поволжского районов с морским портом Приморск. Проектная мощность нефтепровода - 74 млн. т нефти в год. К существующим в настоящее время 1885 км нефтепроводов будут достроены еще 833 км. Таким образом, общая протяженность Балтийской трубопроводной системы составит 2 718 километров.
• Балтийская трубопроводная система-II – строящаяся система магистральных нефтепроводов, которая позволит связать нефтепровод «Дружба» с российскими морскими портами на Балтийском море по маршруту Унеча-Андреаполь-Усть-Луга.¹⁶ Мощность первой очереди трубопровода – 35 млн. т нефти в год, с возможностью строительства в будущем ответвления на Киришский НПЗ мощностью 15 млн. т нефти в год. Протяженность трубопровода – порядка 1300 км. Диаметр труб – 1067 мм. Общая стоимость проекта оценивается в $2 млрд.
• Восточный нефтепровод (трубопроводная система «Восточная Сибирь - Тихий океан», ВСТО), строящийся нефтепровод, который должен соединить нефтяные месторождения Западной и Восточной Сибири с нефтеналивным портом Козьмино в заливе Находка и нефтеперерабатывающим заводом под Находкой. Планируемая общая протяжённость трубопровода – 4188 км. Первая очередь уже введена.
• Нефтепровод Сургут – Полоцк – магистральный нефтепровод, соединяющий российскую Западную Сибирь с Беларусью; сибирская нефть по нему перекачивается в Беларусь, оттуда часть её уходит в страны Балтии и Польшу. Длина – 3250 км, диаметр – 1020 мм, пропускная способность – более 20 миллионов тонн в год.
• Нефтепровод Узень – Атырау – Самара – уникальный подогреваемый магистральный нефтепровод. Начинается с месторождение Узень до Атырауского НПЗ, которая дальше соединяется с Самарой или системой нефтепроводов «Транснефти». Нефтепровод специально подогревают печами для высокозастывающей нефти Жетыбай-Узеньской группы месторождений. Протяжённость нефтепровода Узень-Атырау-Самара составляет более 1380 км, на территории Казахстана – 1232 км. Нефтепровод проходит по территории Мангыстауской, Атырауской и Западно-Казахстанской областей Казахстана и Самарской области России. Объём прокачиваемой нефти – 15,75 млн. т. Максимальная пропускаемость нефтепровода – 30 млн. т нефти и др.

2.1.2. Газ. Всего за период с 1961 по 1990 гг. в России было открыто 591 газовое месторождение, а заключенные в них разведанные запасы природного газа возросли в 42 раза – с 1,1 до 46,9 трлн. м³ при росте добычи газа за тот же период с 18,8 до 612 млрд. м³, или в 32 раза.

Для начала 1990-х годов из-за прекращения  централизованного бюджетного финансирования характерны значительное замедление темпов развития сырьевой базы и резкий спад активности геологоразведочных работ в нефтегазоносных и перспективных районах. В результате впервые за всю историю газодобычи в России прирост запасов не компенсировал уровня добычи.

В связи с открытием больших  и уникальных месторождений, особенно в Западной Сибири и Урало-Поволжье, разведанные запасы газа до 1991г. возрастали исключительно высокими темпами и к 1994г. К началу 1996г. разведанные запасы незначительно уменьшились (до 47,7 трлн. м³), в основном за счет добычи газа из месторождений Западно-Сибирского региона, в котором сосредоточено 78% всех разведанных запасов России.

В 2005 году в России объём добычи природного газа составил 641 млрд. м³. Внутренним потребителям было поставлено 307 млрд. м³ через 220 региональных газораспределительных организаций. В 2006 и 2007 году было добыто около 650 млрд. м³, но уже к 2008 объем возрос до 688 млрд. м³.

В 2009 году США впервые обогнали Россию не только по объему добытого газа (624 млрд. м³ против 582,3 млрд. м³), но и по объему добычи товарного газа, то есть идущего на продажу контрагентам¹⁷. Это объясняется ростом добычи сланцевого газа.

В 2010 году суммарный объем добычи газа составил 650,7 млрд. куб. м, что выше уровня 2009 года на 11,6 процента.

Согласно  последней научной оценке суммарные  начальные ресурсы газа в России составляют 235,6 трлн. м³, из которых почти 100 трлн. м³ приходится на Западную Сибирь, 60 трлн. м³ на остальные районы суши и 75 трлн.  м³ на континентальный шельф. В России открыто около 750 газовых месторождений с общими разведанными запасами газа около 46,9 трлн. м³. По оценке зарубежных экспертов, мировые разведанные запасы газа составляют 150,2 трлн. м³, доля стран СНГ в которых близка к 37,8%, в том числе России – 32,1%. В разрабатываемых месторождениях заключены 42% разведанных запасов газа страны. В наибольшей степени использованы начальные запасы газа Вуктыльского (79,3%), Оренбургского (45,6%) и группы крупных северокавказских месторождений (80-100%).

Основным  способом транспортировки газа, также  как и нефти и нефтепродуктов, являются трубопроводы. Газ по газопроводам и газовым сетям подаётся под определённым избыточным давлением.

• Уренгой – Помары – Ужгород. Соединяет газовые месторождения севера Западной Сибири с Ужгородом на Западной Украине. Строительство газопровода закончено в 1983 году. Общая длина – 4 451 км, мощность – 32 млрд. м³ газа в год. Диаметр труб – 1420 мм. Протяженность по территории Украины – 1 160 км, на трассе находятся девять компрессорных станций.
• Ямал – Европа – российский магистральный экспортный газопровод, построенный предприятием «Ленгазспецстрой». Соединяет газовые месторождения севера Западной Сибири с конечными потребителями в Западной Европе. Проходит через территорию Белоруссии и Польши. Пропускная способность газопровода – около 30 млрд. м³ газа в год, диаметр труб – 1420 мм, общая протяженность – более 2 тыс. км.
• «Голубой поток» – газопровод между Россией и Турцией, проложенный по дну Чёрного моря. Общая протяжённость газопровода – 1213 км. Диаметр трубы газопровода: равнинная часть сухопутного участка – 1400 мм, горная часть сухопутного участка – 1200 мм, морской участок – 610 мм.
• «Северный поток» – газопровод между Россией и Германией по дну Балтийского моря. Строящийся, планируемая общая протяженность 1200 км.
• Сахалин – Хабаровск – Владивосток – находящийся в процессе строительства трубопровод, задача которого - транспортировка газа с Сахалина в Приморский край и в регионы Дальнего Востока и др.