Введение.
Сибирь – это огромная территория от Урала до берегов Тихого океана. Здесь сосредоточена основная часть ресурсов России, включая полезные ископаемые, древесину, водные ресурсы и рекреационные ресурсы. Сибирь имеет высокий потенциал в топливно-энергетическом комплексе, черной и цветной металлургии, пищевой, химической, лесной и деревоперерабатывающей промышленности. Благодаря открытию крупных месторождений нефти и газа Сибирский регион стал основным источником дохода бюджетных средств, получаемых от продажи углеводородов.
Сибирь – это богатейший в отношении природных ресурсов регион страны, где сконцентрированы огромные запасы нефти, газа, каменного и бурого угля, железных руд, руд цветных металлов, торфа, асбеста, соли, золота и алмазов. Сибирский регион богат лесами, в основном хвойных пород, где занимаются заготовкой древесины, а также добывают ценный мех, местные воды рек и озер богаты рыбой, в том числе и ценных пород. Благодаря наличию плодородных земель в регионе развивается земледелие и животноводство.
Сибирский Федеральный Округ. Топливно- энергетические ресурсы Сибири огромны: запасы угля составляют до 4,4 трлн. т. – Кузнецкий и Канско-Ачинский угольные бассейны. Крупнейшие месторождения угля на западе – Берёзовское, Назаровское, Урюпиское, Итатское, на востоке – Ирша-Бородинское и Абаканское. А также: Таймырский (каменный)– Красноярский край, Гусиноозёрский (бурый) - Республика Бурятия, Харанорское (бурый) - Забайкальский край, Тунгусский бассейн (каменный) - Красноярский край, Иркутский бассейн (каменный) - Иркутская область, Улугхемский (каменный) - Республика Тыва.
Территория округа весьма богата нефтью и газом. В Сибирском ФО выделяются месторождения газа Васюганского нефтегазоносного района – Мыльджинское, Лугинецкое, Северо-Васюганское. Открыты месторождения на Верхней Лене. Также имеют свой вес: Александровское, Соснинско-Советское (пос. Стрижевой), Юрубченко-Тахомское, Ванкорское (Красноярский край), Верхнечонское (Иркутская область), Ковыктинское (Иркутская область).
Ресурсы Сибири.
В Сибири сосредоточено большое количество крупных центров нефтяной промышленности, таких как Югра, который расположен в Ханты-Мансийском автономном округе и где добывают 80% нефти всего западносибирского региона. Вторым по объему добычи нефти в регионе считается Ямало-Ненецкий автономный округ. В Западной Сибири крупномасштабная добыча нефти ведется на месторождениях Ватинское, Федоровское, Самотлорское, Варыганское, Усть-Булыкское, Покуровское, Советско-Соснытское. В Восточной Сибири добыча нефти ведется на месторождениях Талаканское, Юрубчено-Тохомское, Куюмбинское, а также на шельфе острова Сахалин. Не менее перспективными считаются новые месторождения Западной Сибири, введенные в эксплуатацию в начале 2009 года – Урненское и Усть-Тегусское. Заводы по переработке нефти и газа находятся в Омске, Томске, Сургуте, Нижневартовске, Тобольске, Красноярске, Хабаровске, Ачинске и Ангарске.
Нефть конкретно как горючее употребляется не достаточно. В основном используют остаточный продукт переработки нефти - мазут. Мазут сжигают в топках энергетических котлов газомазутных энергоблоков в периоды недочета газа (к примеру, при мощных долгих холодах и временной нехватке природного газа, заготовленного в подземных хранилищах).
Нередко его употребляют для « подсветки» - добавки к сжигаемому жесткому горючему при неких режимах работы для обеспечения устойчивого горения. Использовать мазут постоянно в настоящее время нерентабельно из-за большой его стоимости по сопоставлению с газом и жесткими топливами. Главные запасы нефти сосредоточены в Западно-Сибирском регионе - 72,3 %; на европейскую часть страны приходится 21 % общих запасов нефти. Предстоящее наращивание добычи нефти в новейших северных районах, удаленных от обжитых мест, становится все дороже.
Пока на тепловых электростанциях Рф одна треть электроэнергии вырабатывается за счет сжигания газомазутного горючего. В промышленные комплексы по переработке углеводородов входят нефтеперерабатывающие заводы, выпускающие бензин, дизельное топливо, мазут, метанол и серную кислоту, а также фабрики по производству синтетического каучука, шин, резинотехнических изделий, пластмасс, кордных тканей, медикаментов, красителей, удобрений и т.д.
Природный газ в основном добывают на севере региона. К числу крупнейших газовых месторождений Западной Сибири относятся Уренгойское, Заполярное, Медвежье и Ямбургское. Газ, добываемый в Западной Сибири, состоит на 97% из метана и не содержит серы. В нем мало азота и углекислоты. Еще одним преимуществом добычи углеводородов в Западной Сибири является то, что их запасы залегают на глубине менее трех тысяч метров, и содержатся в легко поддающихся бурению устойчивых породах. В Восточной Сибири наиболее крупными месторождениями газа считаются Ковыктинское, Агалеевское, Чаяндинское, Чиканское, Собинское и Киринское, расположенное на шельфе острова Сахалин.
Газ - более незапятнанный вид горючего. Газообразное горючее существует в нескольких формах: природный газ; попутный газ, из недр земли при добыче нефти; доменный и коксовый газы, получаемые при металлургическом производстве. На ТЭС Рф в большей степени употребляется природный газ (выше 50 % в топливном балансе Рф и 70...80 % в ее европейской части).
Основное преимущество природного газа состоит в его относительной экологической сохранности. Но при сжигании газа образуются
Вредные вещества в виде оксидов азота. Газ употребляют для котельных и ТЭЦ больших городов. Доп преимущество - возможность внедрения трубопроводной системы, по которой газ перекачивается при помощи газовых компрессоров, устанавливаемых на газоперекачивающих станциях. В Рф сотворена единая система газоснабжения страны. Это обеспечивает экономичность транспортировки газа и возможность управления потоками энергоресурсов. Основная доля запасов природного газа (79,9 %) находится в Западной Сибири. Тут добывается 87 % всего русского газа.
Топливно-энергетический комплекс Сибири представлен каменноугольными и буроугольными бассейнами, а также многочисленными гидроэлектростанциями и теплоэлектростанциями, работающими на мазуте, газе и угле. Наиболее крупным каменноугольным бассейном Западной Сибири считается Кузнецкий каменноугольный бассейн, или, как его еще называют, Кузбасс. К числу крупных буроугольных бассейнов относятся Обь- Иртышский и Северо-Сосьвинский. Крупнейшими ГЭС являются Сургутская, Уренгойская и Нижневартовская.
В Восточной Сибири сосредоточено 80% всей мировой угледобычи. Здесь находятся Канско- Ачинский, Тунгусский, Иркутский, Таймырский, Ленский, Улугхемский, Южно-Якуский и Зырянский угольные бассейны. Еще уголь добывают на небольших месторождениях в Туве, Бурятии и Читинской области. В число наиболее мощных ТЭС и ГЭС входят Саяно-Шушенская, Красноярская, Братская, Назаровская, Гусиноозерская, Усть-Илимская, Якутская, Читинская, Норильская и Иркутская. К числу ресурсов топливно-энергетического комплекса также относятся подземные термальные источники, которыми богата Сибирь. В настоящее время уже ведутся разработки по их использованию в перспективе для теплофикации сельскохозяйственных объектов, рабочих поселков и небольших городов.
Уголь - один из более распространенных в природе энергоносителей. Доля угля в топливно-энергетическом балансе Рф составляет около 12 %. Ресурсы угля во много раз превосходят предсказуемые ресурсы нефти и газа. Более большие приросты добычи угля могут отдать Кузнецкий и Канско-Ачинский бассейны (80 %).
Угли Кузнецкого бассейна - наиболее
высочайшего свойства. По предсказуемым
запасам это одна из главнейших баз качественных
энергетических углей не совсем только
для Сибири и Урала, да и для европейской
части Рф.
Угли Канско-Ачинского месторождения
- бурые угли - без обогащения не подходят
для хранения и перевозки на огромные
расстояния. Потому их целенаправленно
используют на больших электростанциях
мощностью 4000...6400 МВт на месте добычи.
Но при всем этом встает вопрос о передаче
электрической энергии на огромные расстояния.
Для роста добычи и сокращения недостатка
горючего в европейской части развивается
Печорский бассейн, имеющий довольно огромные
ресурсы энергетических углей. Основными
потребителями угля являются термо электростанции,
темная и цветная металлургия. Они потребляют
65 % твердого горючего, поставляемого государственной
экономике.
На базе угледобывающих предприятий с использование привозной железной руды развивается черная металлургия. В частности, в Новокузнецке расположены два завода полного цикла производства металла, а также завод ферросплавов. К числу предприятий цветной металлургии относятся заводы по производству алюминия, олова, меди, цинка, вольфрама и молибдена. Агропромышленный комплекс Сибири включает в себя производство зерновых культур, картофеля и овощей, оленеводство, пушной промысел, овцеводство, птицеводство, мясомолочное скотоводство и рыболовство. Пищевая промышленность Сибири представлена предприятиями по производству муки, масла, мяса, сыра и сахара. Легкая промышленность в Сибири менее развита, чем тяжелая. К числу предприятий легкой промышленности относятся фабрики по изготовлению тканей, кожи, меха и обуви.
В Сибири находится большое количество лесозаготовительных и деревообрабатывающих предприятий, но основную часть древесины из региона вывозят в необработанном виде. Специалисты уверены в необходимости развития химической и механической обработки древесины в регионе, поскольку здесь имеются не только большие запасы сырья, но и дешевое топливо, водные ресурсы. Крупные лесозаготовительные площадки находятся в Омской, Томской, Иркутской, Читинской, Кемеровской и Новосибирской областях, в Красноярском и Алтайском крае, в Республиках Тыва и Бурятия. Основная часть предприятий лесопромышленного комплекса сосредоточена в Восточной Сибири.
Сибирский ФО в добыче топливных ресурсов.
Потенциальные запасы углей в пару
раз больше возможных запасов
нефти и газа, при всем этом добыча
крайних обходится существенно
дороже. По неким оценкам, в РФ запасов
угля хватит на 250 лет, нефти - на 40, природного
газа - на 65 лет. Но какими бы превосходными
ни казались запасы энергоресурсов, они
ограничены. Не считая того, сложными являются
задачки транспортировки в огромных количествах
угля, газа от места добычи до электростанции,
также передача электроэнергии от места
ее производства до потребителя. Это соединено
с большими затратами на транспорт и компенсацию
утрат в процессе транспортировки энергии.
Преобразование горючего в конечные виды энергии соединено с вредными выбросами жестких частиц, газообразных соединений, также огромного количества тепла, плохо воздействующего на окружающую среду. Возобновляемые энергоресурсы (исключая гидроэнергетические) не нуждаются в транспортировке к месту употребления, но владеют низким энергетическим потенциалом, в связи с чем преобразование энергии большинства возобновляемых источников просит огромных капитальных вложений. Возобновляемые источники энергии являются экологически незапятнанными.
Из возобновляемых энергоресурсов в настоящее время в основном употребляется гидроэнергия и совершенно в малых количествах (приблизительно 2 %) энергия ветра, солнца (к примеру, в Дагестане, на Далеком Востоке при помощи солнечной энергии получают тепло и электроэнергию), геотермальная энергия (на Камчатке стройку станций на горячих источниках дозволяет не завозить горючее в этот регион). В настоящее время поставлена задачка оптимизации структуры топливного баланса и повышения энергетической сохранности страны за счет понижения доли газа, потребляемого электростанциями, и роста доли угля.
Немаловажную роль в развитии региона и страны в целом играют научные и исследовательские центры. Внедрение их разработок позволяет сократить материалоемкость и энергоемкость основных производственных процессов, увеличить производительность труда и повысить рентабельность предприятий.
Почти половину валовой продукции промышленности составляют горнодобывающие и лесные отрасли. Это очень высокая доля, если учесть, что в валовую продукцию обрабатывающих отраслей входит и стоимость сырья (то есть здесь мы всегда имеем двойной счет, которого нет в отраслях промышленности добывающей).
Среди разнообразных природных сокровищ, которыми так щедро наделена Восточная Сибирь , особенно важны гидроэнергетические и то пливно-энергетические ресурсы. Могучие реки, собирающие свои воды с территорий, равных площади многих европейских государств, вместе взятых, или даже сопоставимых с целыми континентами, создают, особенно вследствие значительных колебаний в рельефе Восточной Сибири, великолепные возможности для постройки гидроэлектростанций. В Восточной Сибири действует колоссальная Братская ГЭС (15 млн. квт), введены в строй агрегаты Красноярской ГЭС, полная мощность которой превышает 6 млн. кВт, строятся и другие, близкие по мощности ГЭС.
Фактически все Предбайкалье в ближайшие годы станет гигантским резервуаром уникально дешевой гидроэлектроэнергии для единой высоковольтной сети нашей страны. Капиталовложения в гидроэнергостроительство и стоимость электроэнергии крупных восточносибирских ГЭС в 2-3 раза ниже, чем, например, больших волжских ГЭС.
Таблица по добыче федеральными округами топливных ресурсов (удельный вес).(2008г)
| Ресурсы | уголь(%) | нефть(%) | газ(%) | |
| Центральный | 0,11 | 0 | 0 | |
| Южный | 2,16 | 2,58 | 2,73 | |
| Приволжский | 0,16 | 20,25 | 3,61 | |
| Северо-Западный | 3,94 | 6,05 | 0,69 | |
| Уральский | 1,02 | 65,37 | 90,59 | |
| Сибирский | 82,78 | 2,95 | 0,97 | |
| Дальневосточный | 9,84 | 2,79 | 1,42 | |
| * [ |
ТЭК — это совокупность отраслей добычи и переработки нефти, природного газа, угля, урана и производства энергии на тепловых, атомных и гидроэлектростанциях. В состав ТЭК входят также трубопроводы и линии электропередач, поставляющие топливо, тепло, электроэнергию потребителям.
Рост производства топлива и электроэнергии долгие годы служил главным фактором успешного развития мировой экономики. Поэтому за 1950-2000 гг. добыча каменного угля выросла в мире в 4,0 раза, нефти — в 7 раз, природного газа — в 12 раз, а производство электроэнергии — в 15 раз.
Начиная с 70-х гг. развитые страны перешли на политику энергосбережения. Снижение расхода энергии на единицу продукции стало важнейшим критерием экономического прогресса. Но общий рост потребления топливных ресурсов продолжается и 2/3 его приходится на развитые страны.
В России сформировался мощный топливно-энергетический комплекс, по масштабу развития уступающий только США. Богатые ресурсы не только обеспечивают потребности страны, но и крупный экспорт на мировой рынок. В период экономических реформ ТЭК пострадал меньше других, сократив выпуск продукции лишь на 15-25% при общем спаде производства на 50%. ТЭК направляет на мировой рынок около 40% своей продукции, что обеспечивает 2/3 валютных поступлений, поддерживающих экономику и социальную сферу страны.
Более 50% природного газа идет на экспорт, и эта доля будет увеличиваться, т.к. цена газа за рубежом в 7-8 раз выше, чем на внутреннем рынке. Его получают страны СНГ и Балтии, большинство стран Центральной Европы, Германия, Франция, . Благодаря российскому газу в Европе в 2 раза снизилось сжигание бурого угля, что улучшило ее экологию и эффективность энергетики.
Экспорт газа — наиболее прибыльное его использование. Поэтому Россия укрепляет свое доминирующее положение на европейском рынке, обеспечивая более надежные пути экспорта газа и расширяя круг его потребителей. В добавление к действующим сооружается новый газопровод «Ямал-Европа» с двумя ветками — через Финляндию и Белоруссию. Построен газопровод «Голубой поток» по новому экспортному направлению — от к , по его дну в и далее пойдет в страны Средиземного моря. Разрабатываются проекты газопроводов в Азиатской России — из Сибири в Китай и на Дальний Восток.
Вместе с тем использование газа в самой России сейчас не экономично, т.к. цены ограничены покупательной способностью рынка. Обсуждаются возможности перевода ряда ТЭС с газового топлива на уголь, который уступает ему по эколого-экономической эффективности, но эта мера позволит использовать ресурсы газа с большим эффектом для страны, во всяком случае — на этапе восстановления ее экономики.
Стоимость природного газа в России для всех типов потребителей по сравнению с другими видами топлива намного ниже, чем в других .
Нефть — главный энергоноситель в современном мире. По добыче, переработке и экспорту нефти Россия занимает 1-е — 2-е места в мире. В России сейчас добывается около 500 млн. т, до 70% которой получают в Ханты-Мансийском А.О. Западной Сибири. Остальную нефть дают Волго-Уральской и Тимано-Печорский бассейны. Спад в добыче в 90-е годы преодолен, но работали лишь старые промыслы и не осваивались новые месторождения. Вместе с тем нефтяные запасы достаточно велики. Наиболее перспективными являются Каспийский и Сахалинский бассейны, запасы которых начинают осваиваться. Их разработка приблизит добычу нефти к главным потребителям Европейского региона, а также обеспечит нефтью Дальний Восток.
Основная часть нефти передается трубопроводами, но ежегодно увеличивается доля железнодорожного транспорта для перевозки нефти. По их сети, протяженностью более 60 тыс. км, нефть поступает на заводы нефтепереработки и нефтехимии в Центральной России, Поволжье, Западной и Восточной Сибири. В годы реформ объемы переработки несколько снизились и около половины добываемой сырой нефти идет на экспорт.
В период 90-х гг. нефтяная отрасль, вместе с газовой, сыграла главную роль в сохранении страны на мировом рынке. Нефть экспортируется во многие страны Европы, включая , а также в США и страны СНГ. У России есть перспектива расширения этой торговли. Для ее развития существующие нефтепроводы, проходящие через , Белоруссию и Прибалтику, дополняются новыми ветками, прямо выходящими к морским портам России — Приморску — на Балтике, Новороссийску на и др. Рассматриваются проекты экспортных нефтепроводов и на востоке страны — в Китай, Корейский п-ов и др.
Развитие экспорта сырой нефти является вынужденной мерой, вызванной экономической ситуацией. Главным должно стать развитие нефтепереработки и нефтехимии, продукция которых имеет меньше конкурентов на мировом рынке и менее подвержена колебаниям цен, а сами отрасли соответствуют статусу развитой страны. Недостатком экспорта нефти является и то, что стоимость ее добычи в северных районах, с учетом дальней транспортировки, многократно выше, чем в теплых странах ОПЕК, расположенных вблизи морских портов, и поэтому с трудом выдерживает конкуренцию с ними. Во многом прибыль отрасли определяется мировыми ценами на нефть.
Проектирование и строительство новых нефтепроводов (и в меньшей степени газопроводов) обусловлено геополитическими причинами и конкуренцией поставщиков энергоносителей для Европы (Россия, Иран, Азербайджан и др. страны).
Добыча угля — это наиболее трудоемкая и наименее прибыльная отрасль ТЭК. По потенциальным его запасам Россия занимает 1-е, по разведанным — 3-е место в мире. Добыча угля с 1990 по 2006 год снизилась с 400 до 300 млн. т., и Россия со 2 места в мире перешла на 5-е. Основные запасы угля находятся в Сибири; там же, в Кузнецком и Канско-Ачинском бассейнах, сосредоточено 3/4 его добычи. Остальной уголь дают Воркутинский и Донецкий бассейны в Европейской части. Каменный уголь сохраняет большое значение как топливо для тех районов Сибири и Дальнего Востока, где нет нефти и газа, а также в металлургии, при выплавке чугуна.
Наиболее дорогостоящий способ добычи — шахтный — дает сейчас менее половины угля. При этом многие шахты устарели и требуют закрытия. Перспективы отрасли связаны с открытой добычей угля: с созданием карьеров на запасах, лежащих близко к поверхности, и строительством около них крупных электростанций. Россия экспортирует каменный уголь в небольшом размере в соседние страны, но вывоз его быстро растет.
В России запасы угля обеспечивают ее потребности на сотни лет вперед и при разработке новых эффективных способов добычи — подземной газификации, гидродобычи и др. — он может сохраниться как ее ценный топливный ресурс.
Энергетика — отрасль ТЭК, производящая электро- и тепловую энергию и доставляющая ее потребителям. По ее развитию можно судить об экономической мощи страны. По производству электроэнергии (в 1990 г. — 1080, в 2005 г. — около 950 млрд. кВт/ч.) Россия занимает 4-е место в мире. Более 70% электроэнергии производится на тепловых станциях (ТЭС), работающих на газе, мазуте, угле и торфе остальная энергия — примерно поровну — на гидравлических (ГЭС) и атомных (АЭС) станциях.
Положительной стороной тепловой энергетики России является преобладание нефте-газового топлива, на котором работают электростанции Европейского региона и Западной Сибири. Только в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке преобладают угольные ТЭС.
СССР одним из первых в мире освоил атомную энергетику и быстро ее развивал, построив в 60-80-е годы на своей территории 15 крупных АЭС. Однако Чернобыльская авария 1986 г. прервала ее развитие, и сейчас доля энергии, получаемой на АЭС, ниже, чем, например, в Германии, Швеции, Японии, Финляндии (30-50%), во и (60-75%). Преимуществом АЭС является их независимость от размещения топливных баз. Поэтому все крупные АЭС — а их в России 10 — расположены в Европейском, дефицитном по топливу регионе страны. Небольшая АЭС работает на . В настоящее время в России работают следующие АЭС: Кольская (Мурманская обл.), Ленинградская (Ленинградская обл.), Калининская (Тверская обл.), Смоленская (Смоленская обл.), Обнинская (Калужская обл., ее значение в выработке электроэнергии невелико), Нововоронежская (Воронежская обл.), Курская (Курская обл.), Волгодонская (Ростовская обл.), Балаковская (Саратовская обл.), Белоярская (Свердловская обл.), Билибинская (Чукотский А. О.).
В настоящее время принята программа дальнейшего развития атомной энергетики как наиболее перспективной отрасли. Россия строит несколько АЭС за рубежом — в Китае, Индии, Иране.
Гидроресурсы служат важным источником энергии для районов Восточной Сибири, где на и Енисее работают 5 мощных ГЭС, а также для Поволжья, где действуют 10 станций Волжско-Камского каскада.
Среди более чем 1 000 электростанций России выделяются по своей мощности Костромская, Рефтинская (около ), Сургутская тепловые, Ленинградская и Нововоронежская атомные, Красноярская и Саянско-Шушенская гидростанции.
Большинство крупных электростанций страны объединены в региональные энергосистемы, также соединенные между собой. Поэтому энергия может перераспределяться между районами страны (на расстоянии в сотни километров), позволяя снимать «пиковые» нагрузки и использовать ее свободные резервы.
Россия передает электроэнергию в страны СНГ. Восстанавливается единая энергосистема между Россией, Украиной, ; формируется новая энергосистема, объединяющая Россию, страны Балтии, Белоруссию, с дальнейшим выходом через нее в страны Западной Европы. Проектируются линии электропередач на востоке страны — в , Китай, на основе разработок сибирского угля и строительства системы крупных ТЭС.
Топливный баланс страны
Топливный баланс — состав и соотношение разных видов топлива в общем его потреблении — состоит в России на 50% из природного газа, на 30% из нефти и на 20% из каменного угля. Это очень благоприятная структура как с экономических, так и экологических позиций по сравнению, например, с США и ФРГ, где на долю угля приходится до 50% потребления топлива. Вместе с тем, по мере подорожания экспортного топлива — нефти и газа, — структура топливного баланса может измениться.
В настоящее время существуют два противоположных взгляда на будущее энергетики. Один состоит в том, что из-за ограниченности запасов нефти и газа, экологической опасности ядерного топлива и низкой эффективности солнечной, ветровой и др. видов энергии, перспективно лишь угольное топливо, запасы которого в мире огромны.
Проблема заключается лишь в поиске более экономичной и экологичной технологии его добычи и сжигания.
Другой взгляд состоит в том, что эпоха угля прошла, после исчерпания газо-нефтяного топлива технический прогресс найдет безопасные и экономичные способы использования неисчерпаемых видов энергии — солнечной, водородной, ядерной и др. Наиболее перспективной представляется ядерная, использование которой на АЭС уже сегодня технологически и экономически более эффективно по сравнению с другими источниками энергии.
Россия сможет использовать оба пути, располагая и огромными запасами каменного угля и уже освоенной ею атомной энергетикой. Во всяком случае, на современном этапе, учитывая разнообразие своих природных, экономических и технико-инфраструктурных условий, она применяет региональный подход к развитию своего топливноэнергетического комплекса. Так, по обеспечению топливноэнергетическими ресурсами районы России делятся на три группы:
- Высокообеспеченные: Западная и Восточная Сибирь, Дальний Восток;
- Среднеобеспеченные: Северный район, Поволжье, ;
- Малообеспеченные: Центральный, Волго-Вятский, Северо–Западный, Центрально-Черноземный, Уральский районы.
При этом в Восточной Сибири и Дальнем Востоке главным источником энергии являются каменный уголь и гидроресурсы, в Западной Сибири — нефть и каменный уголь, в Европейском регионе — нефтепродукты, природный газ, в перспективе — атомная энергия.
В целом Россия может стать мощным топливно-энергетическим узлом Евро-Азиатского континента, «привязав» к себе экономику стран Европы и Восточной Азии.
Буду благодарен, если Вы поделитесь этой статьей в социальных сетях:
В условиях становления и развития рыночных отношений Западная Сибирь сохраняет роль крупнейшей топливноэнергетической и экспортной базы страны. Опыт вхождения в рынок уже сейчас реализовался в Западной Сибири в виде крупнейшего государственного газового концерна РАО «Газпром», который не только предотвратил спад производства, но и постепенно наращивает мощности. Весьма интенсивно идет процесс акционирования и в других отраслях ТЭК. В первую очередь - в угольной и нефтяной промышленности.
Электроэнергетика Западной Сибири развивается на базе ресурсов газа и угля. Наиболее крупные тепловые электростанции находятся в Сургуте, Уренгое, в Кузнецком угольном бассейне. В перспективе энергетика будет развиваться на базе дешевых углей Канско-Ачинского бассейна. Энергоснабжение нефтегазового комплекса осуществляется за счет тепловых электростанций в Сургуте, Нижневартовске и Уренгое.
Регулирование тарифов на электро- и теплоэнергию. Созданная в 1994 г. Федеральная энергетическая комиссия (ФЭК) получила полномочия утверждать тарифы на электроэнергию, отпускаемую ГРЭС и ГЭС, входящими в состав РАО "ЕЭС России" и АЭС оптовым покупателям (региональным энергосистемам), а также потребителям при возникновении у них разногласий с региональными энергетическими комиссиями (РЭК).
ФЭК проводит зонирование оптового рынка электроэнергии, разделяя территорию страны на энергозоны, в пределах которых производится усреднение стоимости производства электроэнергии электростанциями, закрепленными за данным зональным рынком. В настоящее время действуют 5 таких зон:
- Северо-Запад (без АО "Колэнерго", "Карелэнерго", "Комиэнерго"), Центр, Урал, Западная Сибирь, Средняя Волга;
- Юг (в границах ОЭС Юга);
- Сибирь (в границах ОЭС "Сибирь");
- Забайкалье (АО "Бурятэнерго" и АО "Читаэнерго");
- Дальний Восток (в границах ОЭС Дальний Восток).
Тарифы на электрическую энергию на розничном рынке в каждом субъекте РФ устанавлива- етрегиональная энергетическая комиссия (РЭК), которая организуется при местной администрации. Фактически региональные энергосистемы (облэнерго) закупают электроэнергию по усредненным оптовым ценам и затем перепродают ее (вместе с энергией, произведенной на собственных электростанциях) по розничной цене потребителям.
Существует Положение о государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию, которое ежегодно корректируется и утверждается Минтопэнерго РФ. В России сложилась практика пересмотра тарифов один раз в квартал с помесячной индексацией с учетом темпов инфляции и регулирования тарифов электростанций - субъектов оптового рынка электроэнергии.
Справка
В основу дифференциации тарифа на электроэнергию по категориям потребителей положено несколько принципов. Тарифы устанавливаются исходя из принципа самофинансирования региональных энергосистем и входящих в их состав электростанций. Они дифференцируются по территории и по категориям потребителей.
Выделены следующие категории потребителей - промышленные и приравненные к ним, оптовые потребители - перепродавцы, производители сельскохозяйственной продукции, электрифицированный транспорт железнодорожный и коммунальный, непромышленные потребители, население городское и сельское. В категории промышленных потребителей выделены две подгруппы: имеющие заявленную мощность свыше 750 кВА и менее этой величины.
Тарифы для промышленных потребителей обычно устанавливаются несколько выше, чем тарифы для населения и сельскохозяйственных потребителей (используется т.н. "перекрестное субсидирование"). Хотя на федеральном уровне проводится политика сближения энерготарифов для различных категорий потребителей (в 1994 г. были приняты постановления о сокращении числа льготников и доведении тарифов на электроэнергию для населения до уровня себестоимости плюс 5% рентабельности, для сельхозпредприятий - плюс 15% рентабельности), на местах ее результаты пока не очень заметны.
Энергетическая политика РЭК весьма различна. В одних регионах до последнего сдерживается рост тарифов, а затем происходит их резкий скачок и цикл повторяется снова, в других придерживаются тактики плавного роста тарифов. Различной является и "тарифная" нагрузка на промышленные предприятия, косвенно субсидирующие тарифы для льготных категорий энергопотребителей.
Результатом взаимодействия политики ФЭК и РЭК является территориальная дифференциация уровня энерготарифов для предприятий. Как правило, энергоизбыточные регионы формируют более благоприятную энергетическую среду для промышленного производства, чем энергодефицитные территории. При этом всегда нужно учитывать, какой уровень власти - федеральный или региональный контролирует межрегиональные потоки.
В целом уровень тарифов на электроэнергию в России пока остается ниже, чем на оптовом рынке Европы. Это обстоятельство могут использовать экспортеры промышленной продукции.
Энергетическая политика скрывает в себе потенциальные противоречия. Так, региональные власти недовольны утратой контроля над энерготарифами, энергоемкие промышленные предприятия - установлением завышенных энерготарифов, подрывающих конкурентоспособность продукции. Единственной возможной альтернативой этому может стать строительство собственных генерирующих источников. Ряд крупных энергоемких предприятий уже приступил к реализации такого рода проектов.
Что касается тарифов на теплоэнергию, то муниципальные предприятия "Тепловые сети", так же как и электросети, закупают тепло у теплоэлектростанций, принадлежащих РАО "ЕЭС России" и перепродают их населению и предприятиям. Промышленные предприятия в большинстве своем содержат собственные источники тепла. Перекрестное субсидирование здесь не дает большого эффекта, поскольку на долю населения приходится около 80-90% объема потребленного у "Теплосетей" тепла. Ставки оплаты тепла для населения не могут покрыть 1/3 себестоимости тепла, поэтому значительная часть поступлений в "Тепловые сети" идет из городской казны в виде дотаций (до 80%).
Помимо централизованного теплоснабжения, в России широко развита сеть котельных установок различных типов и форм собственности. Многочисленные котельные находятся на балансе местных органов самоуправления. Поэтому даже в пределах одного населенного пункта тариф может быть разным в зависимости от принадлежности котельной. При этом централизация теплоснабжения обычно ведет к снижению стоимости тепловой энергии.
Топливно-энергетический комплекс Омской области базируется на внешних сырьевых ресурсах: экибастузском и кузнецком угле, сырой нефти и природном газе среднеобских нефтегазовых месторождений. Годовой объем потребления угля составляет около 6 млн. т. Омская область входит в число 43 энергодефицитных (и энергозависимых) регионов России. Основные предприятия отрасли сосредоточены в г. Омске.
Структура основных производственных фондов в промышленности Омской области достаточно наглядно отражает состояние производственных мощностей. Несмотря на то, что на долю топливной промышленности приходится только около 15,4% основных фондов, в середине 1990-х гг. реализация продукции этой отрасли занимала более 50% объема реализации продукции промышленности в текущих ценах, а в сопоставимых ценах - более 2/3.
Рост удельного веса топливной промышленности объяснялся не увеличением объема реализации продукции этой отрасли (в сопоставимых ценах он даже упал), но падением производства в машиностроении, химии и нефтехимии, лесной, деревообрабатывающей, целлюлознобумажной промышленности и легкой промышленности.
Для омской электроэнергетики были характерны наименьшие темпы спада производства (около 85% от уровня 1992 г.) и топливной промышленности (около 85% от уровня 1992 г.). При этом падение производства в основных энергоемких отраслях, таких как химическая и нефтехимическая (в 3,9 раза), машиностроение и металлообработка (почти в 4 раза), а также общее снижение промышленного производства (почти в 2 раза), сопровождаются снижением выработки электроэнергии всего на 15,6%.
Меры администрации Омской области и общее улучшение экономической ситуации в стране привели к изменению негативных тенденций. В результате к 2002 г. доля топливной промышленности в промышленном производстве области сократилась до 10,6% к итогу. Произошло это главным образом за счет роста промышленного производства в регионе.
Омская энергосистема является открытым акционерным обществом “Акционерная компания энергетики и электрификации “Омскэнерго”, представляет собой комплекс электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей, связанных общностью режима работы и имеющих централизованное оперативно-диспетчерское управление. РАО ЕЭС владеет контрольным пакетом АО “Омскэнерго”.
В настоящее время АК "Омскэнерго" обеспечивает 100% потребности Омской области в электрической энергии за счет собственной генерации и покупки электроэнергии на федеральном оптовом рынке (ФОРЭМ). Централизованным теплоснабжением от теплоисточников АК "Омскэнерго" охвачено порядка 70% жилого фонда города Омска. Установленная совокупная мощность собственной генерации - 1655 МВт. Тепловая мощность - 6 283,7 Гкал/час. Специфические особенности Омской энергосистемы:
- развитие централизованного теплоснабжения на основе комбинированного производства электрической и тепловой энергии омскими ТЭЦ-3, ТЭЦ-4 и ТЭЦ-5;
- дефицит мощности - 30% от общего электропотребления области покрывается за счет перетоков из РЭС Казахстана по трем ВЛ-500 кВт и ОЭС Сибири по сетям 110 -220 кВт.
- использование экибастузского угля, импортного для России, доля которого в структуре топливного баланса энергосистемы доходит до 60%.
ТЭЦ-2 - одна из старейших ТЭЦ, построенная в 1941 г. До 1997 года в качестве основного топлива использовался уголь Кузнецких месторождений, с мая 1997 г. начался перевод котлов на сжиженный газ и частично на природный газ. Сегодня семь из девяти котлов ТЭЦ-2 работают на газе, а два - на угле. В ближайшие 3-5 лет планируется реконструкция ТЭЦ-2 и замена котлов, некоторые из которых построены еще в 1939 году.
ТЭЦ-3 - одна из самых мощных теплоэлектроцентралей. Работает на сжиженном газе и на природном газе Тевризского месторождения Омской области.
ТЭЦ-4 - была построена для теплоэлектроснабжения северо-западного промышленного узла города Омска (ОНПЗ, Химпром, "Омский каучук" и ряд более мелких предприятий). Первые агрегаты (котел и турбина) сданы в эксплуатацию в 1965 году. Последняя очередь строительства ТЭЦ-4 была завершена в 1982 году. Проектная мощность ТЭЦ - 685 МВт. Основное оборудование: 12 паровых котлов, 2 водогрейных котла и 9 турбогенераторов мощностью от 50 до 135 МВт. Численность работников теплоэлектроцентрали - около 1500 человек. В качестве топлива ТЭЦ-4 использует уголь.
В работе находятся не более 7 котлов одновременно (в зимний период) и четыре турбогенератора. Сегодня генерирующие мощности ТЭЦ-4 сильно недогружены. По различным причинам сократилось потребление вырабатываемого станцией пара давлением 15 атмосфер. Даже в зимний период выработка электроэнергии составляет в среднем 320-350 МВт.
ТЭЦ-5 - самая молодая из омский ТЭЦ. Работает на экибастузском угле.
ТЭЦ-6 - относится к омскому «долгострою». Падение в 1990-х гг. промышленного потребления электроэнергии снизили актуальность ее строительства. И сейчас на первом месте для развития омской энергетики стоит оптимизация использования уже имеющихся мощностей, а не ввод новых.
Для передачи электрической энергии потребителям используется 46,3 тыс. км воздушных и 244 км кабельных линий электропередач. Протяженность магистральных теплотрасс, находящихся на балансе Тепловых сетей АК "Омскэнерго" - 248,3 км. Общее количество работающих в ОАО "АК "Омскэнерго" - около 13 000 человек.
6 июня 2002 года проектный комитет РАО "ЕЭС России" одобрил проект реформирования ОАО "АК "Омскэнерго". На первом этапе, который должен завершиться до 1 января 2003 года, будет происходить реорганизация акционерного общества в форме выделения. До 1 января 2004 года планируется осуществить инвестиционный этап, на котором предполагается участие муниципальных и региональных органов власти.
В результате выделения будут созданы четыре профильных акционерных общества - ОАО "Омская электросетевая компания", ОАО "Омская электрогенерирующая компания", ОАО "Омская тепловая компания" и ОАО "Омская энергосбытовая компания". Активы ТЭЦ-3,-4,-5 и строительная площадка ТЭЦ-6 передаются Омской электрогенерирующей компании. Активы Теплосетей, ТЭЦ-2 и КРК будут переданы Омской тепловой компании.
Кроме того, в ходе первого этапа реформирования должны быть учреждены 100-процентное дочернее акционерное общество "Энергосбыт ТЭК" и еще несколько дочерних акционерных компаний, в уставный капитал которых будут переданы сервисные и непрофильные активы энергокомпании. После завершения первого этапа реформирования ОАО "АК "Омскэнерго" станет управляющей компанией с полномочиями исполнительного органа всех акционерных обществ, созданных путем выделения.
Вопросы ввода новых и модернизации существующих генерирующих мощностей, обновления сетевого хозяйства станут основными на втором - инвестиционном этапе реформирования омской энергосистемы. Износ основных фондов АК "Омскэнерго" составляет в среднем 56%, а собственная генерация составляет 68% от потребляемой в регионе электроэнергии. В качестве инвесторов рассматриваются крупные потребители Омской области, такие, к примеру, как компания "Сибнефть", поставщик экибастузского угля "Евроазиатская энергетическая корпорация", компании "Access Industries" и "Alstom".
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 |
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».