Топливно-энергетический комплекс Казахстана

Сейчас Казахстан добывает около 50 млн.т. нефти в год и  легко может довести добычу нефти  до 150 млн.т. Внутреннее потребление  нефти составляет 20-25 млн.т. Однако добычу нефти сдерживает недостаточность  трубопроводов. По этой причине на Тенгизском месторождении закон- сервировано более сотен скважин.

Но в перспективе при  благоприятных комплексных условиях в связи с открытием Каспийской трубопроводной системы, куда в 2002 г. было вложено около 1 млрд. долларов на строительство  ветки от КТК произойдет реанимация части скважин. Будут созданы  и другие магистральные и местные  нефте и газопроводы.

Началом развития нефтепереработки в Казахстане является 1945 г., когда  был сдан в эксплуатацию Атырауский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ), который до 1959 г. работал только на привозном сырье. Сырьем для него служили нефть Туркмении и Азербайджана.

В настоящее время в  Казахстане функционирует три нефтеперерабатывающих  завода. Атырауский, Павлодарский, Шымкентский, их суммарная мощность составляет 19,4 млн.т. нефти в год.

Атырауский НПЗ - мощностью 5,2 млн.т. нефти в год является единственным, полностью независимым от российского сырья. Он связан трубопроводами с месторождениями Мангышлака и Тенгиза. Строительство завода начато в 1943 г. по проекту фирмы «Баджер» (США), а в сентябре 1945 г. была выпущена первая продукция. Это единственный завод географически идеально подходящий для расширения и модернизации, ибо он расположен вблизи от главных месторождений нефти в Западном Казахстане, является узловым пунктом трубопроводов поставки нефти в регионы, имеет квалифицированный персонал и инфраструктуру и может использоваться как основа высокопроизводительного современного комплекса по переработке нефти. На заводе выпускается широкий ассортимент товарной продукции, которая может поставляться на экспорт. Это бензин марок А-76, А-93, дизтопливо (зимний и летний), печное топливо, мазут, бытовой газ и другие. На Атырауском НПЗ глубина переработки нефти - 50%. Это очень низкая глубина.

Павлодарский НПЗ мощностью 8 млн.т. нефти в год работает по перерабатывающей схеме с высоким  уровнем конверсии.

Сырье поступает из Западной Сибири по трубопроводу Омск-Павлодар-Шымкент- Завод построен по проекту, учитывающему последние научные достижения в нефтепереработке конца 70-х годов.

Павлодарский НПЗ производит в большом объеме мазут;

самопотребление и потери заводов больше, чем у аналогичных западных заводов и составляют - 7%;

высокое содержание парафина в Мангышлакском сырье обуславливает, то что Атырауский НПЗ не может производить реактивное и дизельное зимнее топливо.

Ныне Казахстан более  чем на 50% зависит от России в отношении  поставок сырой нефти на свои нефтеперерабатывающие  предприятия. Так Шымкентский завод на 75%, Павлодарский завод - на 100% работают на западносибирской нефти. Добыча нефти в Западной Сибири составляет 300 млн.т. в год, а потребность Павлодарского и Шымкентского НПЗ-ов составляет 5-7% этого объема. Известно всем, что России выгоднее транспортировать сырую нефть в Казахстан, чем в Эстонию и Новороссийск.

Поэтому самый простой  и дешевый способ заставить работать наши два првода это достижение разумного соглашения с Россией на поставку нефти что оправдано с экономической и технико-технологической стороны.

Однако, при этом следует учесть то, что резко возрастет потребность региона в инвестициях, трудовых и водных ресурсах, в которых Западный Казахстан испытывает дефицит. Поэтому необходимы глубокие научно-обоснованные расчеты количественного и качественного параметров развития нефтегазохимического комплекса.

В стратегии индустриально-инновационного развития РК на 2003- 2015гг. должное внимание уделяется развитию нефтегазовой промышленности. Отмечается что одним из основных движущих «локомотивов» развития индустрии  в Казахстане является освоение Казахстанского сектора Каспийского моря (КСКМ) в котором, по предварительным оценкам, общие запасы углеводородов составляют 8 млрд.т., которые могут обеспечить наиболее значительный прирост добычи углеводородов в стране. В перспективе  добыча нефти из месторождений шельфа может достичь 150-200 млн. т. в год  и держаться на этом уровне в течение 25-30 лет.

Каспийский регион будет  переживать мощный рост инвестиционной и производственной активности, в  значительной мере влияющий на общую  экономическую динамику Казахстана, в связи с ростом добычи углеводородов, строительством магистральных, в том  числе экспортных, нефте- и газопроводов, морских портов и портовых сооружений для хранения и перевозки грузов, железнодорожных нефтеналивных и газонаполнительных терминалов, введением новых мощностей в электроэнергетике и телекоммуникационной инфраструктуре.

Развитие добычи углеводородов  на Каспии будет способствовать становлению  отечественной сырьевой базы для  нефтехимической индустрии. Вблизи промышленной зоны Кашаганского месторождения с привлечением крупных инвесторов планируется строительство нефтехимического комплекса по переработке попутного природного газа. Комплекс позволит получать широкую гамму жидких компонентов и первичных нефтехимических продуктов: этана, пропана, бутана, гексана, этилена, пропилена, ацетилена, бензола и др., и на их основе пластические массы-

В ближайшие 15 лет в развитие добычи Казахстанской нефти инвесторы  намерены вложить более 80 млрд. долл. США, которые будут затрачены  на создание производственных, инфраструктурных и социальных обеспечивающих работу вводимых предприятий.

Важным топливно-энергетическим ресурсом является газ. В мировой  энергетике конца XX и начала XXI века прослеживается тенденция непрерывного роста абсолютных масштабов потребления природного газа и увеличения его доли в мировом топливно-энергетическом балансе.

Казахстан по запасам природного газа занимает пятнадцатое место  в мире. По оценке специалистов прогнозная добыча природного газа в разрезе  основных месторождений к 2015 г. составит 53,7 - 58,6 млрд.м3.

Несмотря на наличие огромных запасов природного газа республика на сегодняшний день не может обеспечить свои внутренние потребности. Главная причина в том, что имеющаяся магистрально газопроводная система не приспособлена для газоснабжения всех областей Казахстана. Это выдвигает проблему модернизации газопроводной системы РК.

Перед республикой стоят  две основные проблемы по эффективному использованию природного газа. Это  увеличение экспорта газа и стабильное обеспечение газом казахстанских  потребителей. Что касается развития экспорта природного газа из-за географической удаленности от основных газовых  рынков и отсутствия необходимой  газопроводной системы на мировой  рынок затруднен. И второе в завоевании позиций На экспортных рынках газа Казахстану придется конкурировать с Узбекистаном, Туркменией, Азербайджаном и Россией, которые в настоящее время эффективно контролируют доступ к европейским рынкам.

В связи с ростом объема добычи газа возникла необходимость  сконцентрировать все управление газовой  промышленностью Казахстана; в руках  государства. Сейчас ежегодно добывается до 10 млрд.мз газа л перспективе объем добычи достигнет 75 млрд.м з.

По прогнозам специалистов запросы индустрии Казахстана на природный газ к 2010 году могут  возрасти до 15-16 млрд.мз.

Поэтому функции национального  оператора, оптового покупатели продавца газа были переданы компании «КазТрансГаз» в целях улучшения газоснабжения во всех региона страны и упорядочения импорт» экспортных потоков.

4. ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА

Электроэнергетическая база Казахстана начала создаваться в 30-х  годах XX в. В плане Государственной комиссии по электрификации России (ГОЭЛРО) подчеркивается необходимость сооружения ряда гидроэлектростанций в районе Алматы и в Восточном Казахстане.

После 1950г. проводится большая  работа по централизации энергообеспечения  республики. В 1950-1960 гг. сданы в эксплуатацию Жезказганс ТЭЦ, Усть-Каменогорская ГЭС, первый агрегат Бухтарминской ГЭС и одновременно расширялись мощности действующих электростанции.

За период 1976-1980 гг. были введены  два энергоблока Экибастуз ГРЭС-1, строительство которой началось в 9-й пятилетке. Начато строительство  Шульбинской ГЭС мощностью 1350 тыс.кВт.

В 1981-1985гг. было намечено освоение проектной мощности Екибастузской ГРЭС-1 и ввод в действие энергоблоков на Екибастузской ГРЭС 2, Шульбинской ГЭС. Ввод в действие последней должен был позволив, наряду с увеличением выработки электроэнергии, оросить более 400 ты- с.га земель в Павлодарской и Восточно-Казахстанской областях, улучшить сенокосные и пастбищные угодья в пойме р.Ертыс. Намечалось строительство энергомоста сверхвысокого напряжения Екибастуз-Урал-Центр Наращивание прироста производства электроэнергии создает условия да развития ряда энергоемких промышленных производств, электрификации сельского хозяйства и транспорта. Наибольшая часть электроэнергии будет потребляться такими энергоемкими отраслями промышленности, как химическая, цветная и черная металлургия.

В настоящее время Казахстан  себя полностью электроэнергией  не обеспечивает. Наблюдается отрицательное  сальдо между поступлением электроэнергии из-за пределов республики и ее экспортом. Потери электроэнергии превышают объем  ее потребления на транспорте и в  сельском хозяйстве вместе взятой.

В октябре 1995г. принято постановление  по развитию атомной энергии в  Казахстане. В свете этого постановления  подготовлена правовая база по использованию  атомной энергии, а также концепция  развития республики, включая атомную, на период до 2030 г.

В настоящее время в  отраслях экономики РК в эксплуатации нaходится более 700 электростанций суммарной мощностью - 18,5 млн. кВт, 1,1 кВт на душу населения, а в США этот показатель составляет 3,2 *

Ныне вырабатывается около 64 млрд. кВт/ч. электроэнергии из Ч долю пылеугольных электростанций приходится около 79%, газонных - 12-13%, гидроэлектростанций - 6-7%. В 2002 г. из общего количества электростанций республики 44% составляли электростанции, находящиеся при промышленных предприятиях, 25%-при сельскохозяйственных, 5,6%- при  транспортных предприятиях, 1,6%- при  коммунальных хозяйствах, кроме того 14% -автономные (дизельные) электростанции.

Общая протяженность линии  всех напряжении составляет около 460 тыс. км. Действует первая очередь межгосударственной широтной магистрали Сибирь-Казахстан-Урал протяженностью 1900 км и ведется ее развитие в южном направлении для связи Северного Казахстана с Южным, с выходом на сети стран Средней и Центральной Азии.

Ныне промышленность Казахстана потребляет более 50% производимой в  стране электроэнергии, тогда как  в США этот показатель равен - 27%. Такое положение дел обусловлено:

сохранившейся высокой энергоемкостью промышленности;

ориентированностью электропроизводителей на обслуживание крупнейших промышленных гигантов;

слабой развитости структуры  и размещения электроисточников по отношению к потребителям. Расстояние между подстанциями иногда достигает 500-800 км;

Реформирование энергетического  комплекса РК в рыночных условиях проводилось в направлении:

разделении функции производства, передачи и распределения электроэнергии;

внедрение рыночных методов  управления энергетическим сектором;

приватизация объектов электроэнергетики  и создание рынка электрической  энергии;

сформирована и надежно  функционирует единая энергосистема (ЕЭС) Казахстана;

проведено поэтапное восстановление параллельной работы ЕЭС РК с энергообъединениями сопредельных государств - России, Казахстана и Центральной Азии.

Реформирование энергосистемы  РК шло поэтапно:

Первый этап это разделение функции государственного и хозяйственного управления между Министерством  энергетики и минеральных ресурсов и Государственной электроэнергетической  компанией (ГЭК) - «Казахстанэнерго». В 1993г ГЭК «Казахстанэнерго» разработал Концепцию энергетической программы РК, где определились основные направления развития отрасли на перспективу. А именно, реструктуризация с созданием электроэнергетических предприятий, выполняющих одну из функции - производства, передачи и распределения электроэнергии.

Второй этап связан с утверждением в 1995 г. нормативно-правовых актов регулирующих положение в отрасли. Это Указ Президента РК «Об энергетике» и  постановление Кабмина о реорганизации структуры управления электроэнергетической отраслью республики.

В соответствии с этими  документами из ГЭК «Казахстанэнерго» были выделены:

Национальная энергетическая система (НЭС) «Казахстанэнерго», владеющая основными линиями электропередачи и подстанциями. Ее дочерными госпредприятиями стали объединенное диспетчерское управление Казахстана, Екибастузские ГРЭС 1 и 2, Жамбылская ГРЭС, Карагандинская ГРЭС-2, Шульбинская и Усть-Каменогорская ГЭС.

Республиканские государственные  предприятия (РГП), наделенные юридической  и хозяйственной самостоятельностью, которые создавались на базе территориальных  производственных объединений энергетики и электрофикации и на базе электростанции. Сюда вошли Ермаковская ГРЭС, Бухтарминская и Капчагайская ГЭС.

Согласно постановлению  Кабмина НЭС «Казахстанэнерго» будет производить и закупать у своих электростанции и самостоятельных станции, а также у энергосистем сопредельных государств электроэнергию с низкой стоимостью и продавать ее дефицитным территориальным энергосистемам.

Однако, это система не дала положительных результатов так как возникли проблемы неплатежей между НЭС «Казахстанэнерго» и РГП государственных территориальных энергосистем.

В связи с этим в 1996 г. Правительство  приняло постановление «О программе  приватизации и реструктуризации в  электроэнергетике». В соответствии с этой программой все электростанции были преобразованы в АО, 100 процентов  акций которых принадлежали государству, НЭС «Казахстанэнерго» была преобразовано в ОАО «Казахстанская компания по управлению электрическими сетями - « KEGOC ».

ОАО « KEGOC » разработал программу  развития электроэнергетики республики по трем главным направлениям:

Так как большинство электростанции Казахстана построены 25-45 лет назад, высок их моральный и физический износ. Износ основного оборудования ТЭЦ составляет 51 %, а использование  установленной мощности снизилось  до 50%, необходима замена генерирующего  оборудования. В период до 2010 г. необходимо заменить 120 турбогенераторов, для чего потребуется 200-300 млн. долл. в год.

Ввод новых генерирующих мощностей будет проходить в  два этапа.

Первый - на ранее начатом  строительстве электростанций нужно установить очередные турбогенераторы с минимальным капвложением, что даст прирост генерирующих мощностей. Это Екибастузский ГРЭС-2, Карагандинский ТЭЦ-2 и 3, ТЭЦ-2 в г.Астане.

Второй - нужно построить  новые электростанции. Это первый модуль Южно-Казахстанской ГРЭС, Майнакская ГРЭС на Чарын, Кербулакская ГРЭС на р.Или (Алматинская обл), Семипалатинская ГЭС на р.Ертыс.