Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России

Содержание

Введение ………………………………………………………………………..…2
1. Развитие топливно-энергетического комплекса России

1.1 Понятие "топливо-энергетический комплекс"……………………………...4

1.2 Сущность и структура топливо-энергетического комплекса…………...…8

1.3. Основные этапы формирования и развития топливно-энергетического комплекса в России……………………………………………………………...10
2. Топливно-энергетический баланс России.

2.1. Топливно-энергетический баланс …………………………………………12
2.2 Воздействие ТЭК на окружающую среду………………………………….17

3. Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России

3.1 Электроэнергетика ………………………………………………………….25

3.2 Нефтегазовый комплекс……………………………………………………..31

3.3 Нефтегазохимия……………………………………………………………...35

3.4 Угольная промышленность…………………………………………………38
Заключение ………………………………………………………………………42
Список используемой литературы ……………………………………………..43

Приложение А

Приложение Б

Приложение В

Приложение Г

Введение

Главную роль в обеспечении энергией всех отраслей экономики сегодня играют топливные ресурсы. Это четко отражает "приходная часть" топливно-энергетического баланса.

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) Российской Федерации является основой экономики страны, обеспечивая жизнедеятельность всех отраслей хозяйства, консолидацию регионов страны в единое экономическое пространство, формирование значительной части бюджетных доходов и валютных поступлений. От результатов деятельности ТЭК зависят, в конечном счете, платежный баланс страны, поддержание курса рубля и степень снижения долгового бремени России. ТЭК – важнейшее звено в цепи преобразований, связанных с переходом к рыночной экономике.

Топливно-энергетический комплекс тесно связан со всей промышленностью страны. На его развитие расходуется более 20% денежных средств. На ТЭК приходится 30% основных фондов и 30% стоимости промышленной продукции России. Он использует 10% продукции машиностроительного комплекса, 12% продукции металлургии, потребляет 2/3 труб в стране, дает больше половины экспорта РФ и значительное количество сырья для химической промышленности. Его доля в перевозках составляет 1/3 всех грузов по железным дорогам, половину перевозок морского транспорта и всю транспортировку по трубопроводам. Основные фонды ТЭК составляют примерно третью часть производственных фондов промышленности.

Топливно-энергетический комплекс имеет большую районообразовательную функцию. С ним напрямую связано благосостояние всех граждан России, такие проблемы, как безработица и инфляция.[3]

Бесперебойная работа ТЭК – один из ключевых факторов национальной экономической безопасности, динамичного развития внешнеэкономических связей России и интеграционных процессов в рамках Содружества Независимых Государств.

Топливно-энергетический комплекс является важнейшей структурной составляющей экономики России, одним из ключевых факторов обеспечения жизнедеятельности страны. Комплекс производит более четверти промышленной продукции России, существенно влияет на формирование бюджета страны.

Задачами и целью данной работы являются:

- рассмотреть структуру комплекса;

- изучить его размещение;

- рассмотреть современный уровень развития комплекса;

- рассмотреь особенности развития и размещения ТЭК в России.

Актуальность выбранной темы определяется тем, топливно-энергетический комплекс был и остается особым сектором экономики страны, важным фактором экономической стабильности, от которого во многом зависит настоящее и будущее России. От развития ТЭК во многом зависит динамика, масштабы и технико-экономические показатели общественного производства, в первую очередь промышленности. Вместе с тем приближение к источникам топлива и энергии - одно из основных требований территориальной организации промышленности. Массовые и эффективные топливно-энергетические ресурсы служат основой формирования многих территориально-производственных комплексов, в том числе промышленных, определяя их специализацию на энергоемких производствах.

1. Развитие топливно-энергетического комплекса России.

1.1.  Понятие "топливно-энергетический комплекс".

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) – сложная межотраслевая система добычи и производства топлива и энергии (электроэнергии и тепла), их транспортировки, распределения и использования.

От развития ТЭК во многом зависит динамика, масштабы и технико-экономические показатели общественного производства, в первую очередь – промышленности. Вместе с тем приближение к источникам топлива и энергии – одно из основных требований территориальной организации промышленности. Массовые и эффективные топливно-энергетические ресурсы служат основой формирования многих территориально-производственных комплексов, в том числе промышленных, определяя их специализацию на энергоёмких производствах. С точки зрения народного хозяйства, размещение ресурсов по территории неблагоприятно. Главные потребители энергии находятся в европейской части РФ, а 80% геологических запасов топливных ресурсов сосредоточено в восточных районах России, что обусловливает дальность перевозок и, в связи с этим, увеличение себестоимости продукции.

Топливно-энергетический комплекс имеет большую районообразующую функцию: вблизи энергетических источников развивается мощная инфраструктура, благоприятно способствующая формированию промышленности, росту городов и посёлков. Но, на долю ТЭКа приходится около 90% выбросов парниковых газов, около половины всех вредных выбросов в атмосферу и треть вредных веществ, сбрасываемых в воду, что, бесспорно, не может быть положительным.

Для ТЭК характерно наличие развитой производственной инфраструктуры в виде магистральных трубопроводов (для транспортировки нефти и нефтепродуктов, природного газа, угля) и высоковольтных линий электропередачи. ТЭК связан со всеми отраслями народного хозяйства, он использует продукцию машиностроения, металлургии, связан с транспортным комплексом. На его развитие расходуется почти 30% денежных средств, 30% всей промышленной продукции дают отрасли ТЭКа.

С ТЭК напрямую связано благосостояние всех граждан России, такие проблемы, как безработица и инфляция, ведь в сфере ТЭК более 200 крупных компаний и более 2 млн. человек занято в его отраслях.

Топливно-энергетический комплекс является базой развития российской экономики, инструментом проведения внутренней и внешней политики, 20% ВВП формируется за счёт ТЭКа, больше 40% бюджета страны и 50% экспорта России складывается за счёт реализации топливно-энергетических ресурсов.

Основа экспорта России приходится на продукцию ТЭК. Особенно зависят от поставок нефти и газа из России страны СНГ. В то же время Россия изготовляет лишь половину необходимой ей нефтедобывающей техники и зависит в свою очередь от поставок энергооборудования из Украины, Азербайджана и других стран.

Состояние и технический уровень действующих мощностей топливно-энергетического комплекса становятся в настоящее время критическими. Исчерпали свой проектный ресурс более половины оборудования угольной промышленности, 30% газоперекачивающих агрегатов, свыше 50% износа имеет половина оборудования в нефтедобыче и более 1/3 – в газовой промышленности. Особенно велик износ оборудования в нефтепереработке и электроэнергетике.

Антикризисные меры в отраслях топливно-энергетического комплекса предполагают в ближайшие годы восстановить докризисный уровень и наращивать добычу ТЭР. Региональная стратегия России в топливно-энергетическом комплексе направлена на развитие рыночных отношений и максимальное энергоснабжение каждого региона самостоятельно.

Реализацию государственной политики в сфере ТЭК осуществляет Министерство энергетики Российской Федерации и подведомственные ему организации.

Элементами подсистемы электроэнергетикиявляются предприятия, осуществляющие получение, передачу, преобразование и использование различных видов энергии энергоресурсов, обеспечивая потребителей электроэнергией (рисунок 1)

Рисунок 1 - Состав топливно-энергетического комплекса

 

Данный подход значительно укрупняет структуру топливно-энергетического комплекса, что затрудняет детализацию поэлементного состава комплекса, а также определение ресурсов в соответствии со стадией переработки и потребления энергетических продуктов.

В научных трудах Самойленко И. О. представлена структура топливно-энергетического комплекса государства, основу которой составляют стадии технологического процесса, включающие производство, переработку и распределения нефти и нефтепродуктов, производство и распределение газа и конденсата, электроэнергии и добычу энергетических материалов (рисунок 2).

Данный подход позволяет выявить характер связей топливно-энергетического комплекса с видами экономической деятельности, универсальность которого проявляется в его воздействии на темпы роста промышленного производства, уровень производительности труда и ускорение научно-технического прогресса. Вместе с этим, ученые отмечают роль топливно-энергетического комплекса в обеспечении национальной экономической безопасности, которая предусматривает стабилизацию экономических, политических и социальных процессов в обществе. Данный подход позволяет выявить характер связей топливно-энергетического комплекса с видами экономической деятельности, универсальность которого проявляется в его воздействии на темпы роста промышленного производства, уровень производительности труда и ускорение научно-технического прогресса. Вместе с этим, ученые отмечают роль топливно-энергетического комплекса в обеспечении национальной экономической безопасности, которая предусматривает стабилизацию экономических, политических и социальных процессов в обществе.

1.2 Сущность и структура топливо-энергетического комплекса.

В понятие «топливно-энергетический комплекс» экономисты многих стран включают добычу энергоресурсов и преобразование их в различные виды энергии. Но структура комплекса может быть различна. Это зависит от наличия видов энергоресурсов. В одних странах структура комплекса может быть представлена несколькими отраслями, для других вариации могут быть незначительными.

В советский период было опубликовано много работ, в которых дается определение содержания понятия «топливно-энергетических комплекс». Существует несколько различных групп определений. В первую группу входят определения ТЭК как отраслей промышленности - электроэнергетика, топливодобывающие и топливоперерабатывающие. Вторая группа определяет ТЭК как совокупность объектов, обеспечивающих добычу и переработку первичных топливно-энергетических ресурсов, их преобразование и доставку потребителям. И третья группа включает в понятие ТЭК отрасли: энергетику, добычу и переработку топлива, трубопроводный транспорт, производство оборудования для топливных отраслей, специализированные предприятия по ремонту оборудования. Наибольший интерес вызывает вторая группа определения понятия. Включение в понятие ТЭК множества других отраслей, непосредственно не связанных с добычей и переработкой энергоресурсов в различные виды энергии приведет к тому, что разница в оценках деятельности комплекса будет велика.

На наш взгляд, наиболее верным является следующее определение: топливно-энергетический комплекс - это группа взаимосвязанных отраслей, предприятий, производств, связанных с производством энергии, топлива, сырья для производства топлива и энергии и доведением энергии, топливопродуктов и т. д. до потребителей.

Важнейшей составляющей топливно-энергетического комплекса России является газовая промышленность, которой в 1996 г. исполнилось 50 лет. Газовая промышленность не является чисто монопродуктовой отраслью.

Наряду с поставками по магистральным трубопроводам природного газа производятся нефть, конденсат, сера, сжиженные газы, машиностроительная и сельскохозяйственная продукция и т. п. Однако основу отрасли, обеспечивающую ее конкурентные преимущества, составляет Единая система газоснабжения (ЕСГ), которая объединяет добычу и транспорт природного газа в единую технологическую и экономическую систему в рамках России, связанную с газону снабжающими системами центральноазиатских и закавказских республик СНГ и имеющую свое продолжение в системах поставки российского газа в три европейские страны СНГ и двадцать других государств Европы.

Рассмотрим основные этапы становления Единой системы газоснабжения (ЕСГ). Первый этап охватывает 40-е начало 60-х годов. Он связан с освоением отдельных групп саратовских, краснодарских, ставропольских, восточно-украинских (Шебелинка), западно-украинских (район Дашавы - Львова) и ряда других газовых месторождений (районы Поволжья и Закавказья). Это относительно небольшие по объему и расположенные недалеко от возможных потребителей источники газа. В каждом случае проектировался и сооружался отдельный газопровод, связывающий с потребителями газа - газопровод Саратов -Москва, Дашава - Минск, Дашава - Киев - Брянск - Москва, Северный Кавказ -Центр, Шебелинка - Курск - Смоленск - Брянск, Шебелинка - Полтава - Киев, Шебелинка - Днепропетровск - Одесса и др.

Эти газопроводы диаметром до 820 мм, годовой производительностью до 5-8 млрд. куб. м., протяженностью до 700-1000 км функционировали, как правило, независимо друг от друга. Такому состоянию системы газоснабжения соответствовали планирование, проектирование и управление отдельными газопроводами. Уровень добычи и потребления газа к 1960 г. достиг 45 млрд. куб. м., что составляло около 8 % общего объема добычи и потребления топлива в стране.

1.3 Основные этапы формирования и развития топливно-энергетического.

Мировая история позволяет обнаружить некоторые общие для всех стран закономерности технико-экономического характера. Одна из них - переход к новым, более прогрессивным доминирующим источникам энергии. Если XIX век прошел под знаком быстрого и непрерывного наступления угля и превращения его к концу века в главный источник энергии, то вся первая половина XX века - время непрерывного роста доли нефти в топливно-энергетическом балансе мира. Однако в России - СССР на протяжении этих десятилетий действовала тенденция, прямо противоположная мировой: соотношение между мировой добычей угля и нефти менялось в пользу угля, а не нефти. По структуре топливно-энергетического баланса в 1900г. Россия была самой передовой страной, соотношение нефти и угля тогда было таким же, как в США и Западной Европе примерно через 4 десятилетия. Но это преимущество было недолгим. В отличие от всего мира, в нашей стране быстрее росла добыча угля, а не нефти. Процесс относительного вытеснения нефти происходил в России и до начала Первой мировой войны, и после нее, в 20-е -30-е гг.

В первой половине XIX в. в России топливной, нефтяной и угольной промышленности почти не существовало. Хотя каменный уголь на юге был открыт в 1790г., а нефтяные богатства Бакинского района были известны издавна, значительной промышленной разработки ни каменного угля, ни нефти не велось. В 1821 г. была введена откупная система при сдаче в разработку Бакинских нефтяных промыслов, не давшая положительных результатов в промышленном развитии этой отрасли. Однако к 90-м годам положение начинает изменяться.

Железнодорожное строительство вызвало усиленное потребление железными дорогами топлива: каменного угля и нефти. Донецкая угольная промышленность во вторую половину 90-х годов 36 % своей продукции сбывала транспорту, 29% - металлургическим заводам и лишь 25 % - частным потребителям (10 % шло для собственного производственного потребления). Внутреннее потребление керосина в 1893 г. составило 37,9 млн. пудов, в 1900г. - 54,6 млн. пудов; мазута за те же годы - 114,5 млн. и 286,4 пудов; всех вообще нефтяных продуктов - 182,4 млн. и 381 млн.пудов. Быстро возрастал экспорт нефтяной продукции: с 4,7 млн. пудов в 1881 - 1885 гг. до 57,9 млн. пудов в 1891 - 1895 гг. и до 90,9 млн. пудов в 1900 г.

В период промышленного подъема 90-х годов топливная промышленность России делает резкий скачек. Рост добычи угля показан в таблице 2.1.

Возникшая в 60-х годах угольная промышленность за четыре десятилетия достигла солидных размеров и за одно десятилетие увеличила добычу почти в 3 раза. Быстрыми темпами развивалась нефтяная промышленность (см. табл 2.2) Увеличение добычи за 1880-1900 гг. в 20 раз — таков итог развития нефтяной отрасли.

Основными топливными базами в этот период являлись Донецкий и Домбровский (Польский) угольные районы и Бакинский нефтяной район. Значительно меньшую роль играли Подмосковный и Уральский угольные районы и совсем небольшую только начинающие разработку районы Сибири, Средней Азии, юго-востока (Грозный) и др. Разработка таких колоссальных запасов угля, как в Кузнецком бассейне, давала всего 1 млн.пудов, т.е. около 0,15% всей добычи. По общему объему добычи угля Россия стояла на одном из последних мест в мире, давая всего около 1% мировой добычи.

Иначе дело обстояло с нефтью. Из общей мировой добычи около 1 млрд.пудов России принадлежало до 478 млн.пудов, т.е. около 48%. Вывоз нефти достигал 64 млн.пудов, т.е. 13,3% всего производства. По темпам роста топливной промышленности Россия опережала Англию, Германию и США.

Только по выработке электроэнергии Россия находилась на довольно низком уровне. Мощность всех электростанций страны в 1900 г. составляла 468 тыс.кВт, выработка электроэнергии - 846 млн.кВт/ч, в 1913 г.,- 1098 тыс.кВт (мощность) и 1,9 млрд.кВт/ч электроэнергии. По этому показателю Россия находилась на 15-м месте в мире.

2. Топливный баланс России, его характеристика, изменение на современном этапе.

 2.1. Топливно-энергетический баланс

Топливно-энергетический баланс – баланс получения, преобразования и использования (потребления) всех видов энергии: минерального, органического сырья, кинетической энергии водных потоков, приливов и отливов, ветра, энергии Солнца, энергии геотермальных источников и др. Топливно-энергетический баланс является важным инструментом анализа функционирования энергетического сектора экономики страны.

Он отражает соотношение добычи различных видов топлива и выработанной энергии и использование их в народном хозяйстве.

Пропорции в добыче различных ресурсов, производстве энергии и распределении их между различными потребителями, характеризуется топливно-энергетическими балансами (ТЭБ). ТЭБ называется соотношение добычи разных видов топлива и выработанной электроэнергии (приход) с использованием их в народном хозяйстве (расход).

Для того, чтобы рассчитать этот баланс, разные виды топлива, обладающие неодинаковой теплотворной способностью, переводят в условное топливо, теплота сгорания которого равна 7 тыс. ккал. 

Таблица 1- Пересчёт на условное топливо

Вид топлива, 1 т.

Единица (тонна) условного топлива, т. У.Т.

Каменный уголь

1

Бурый уголь

0,43

Нефть

1,43

Природный газ 1 м3

1,2

Торф и горючие сланцы

0,4

Сводный топливно-энергетический баланс (ТЭБ) России за 2005-2009гг. характеризовался падением объемов добычи и производства энергоресурсов на 460 млн. т. у. т. (24,7%), по сравнению с периодом 1985-1990гг., или в среднем на 4,5% в год. За 2010-2012 гг. добыча и производство ТЭР сократились еще на 28,5 млн. т. у. т. В 2013 г. произошло увеличение добычи органического топлива на 15 млн. т. и производства электроэнергии на ГЭС и АЭС на 5,9 млн. т. у.т. (в пересчете на условное топливо). В 2002 г. рост добычи топлива продолжился (на 4,1 % за год), однако производство электроэнергии на ГЭС и АЭС снизилось на 10,1 млн. т. у. т. (на 6,7%).

Таблица 2- Баланс энергоресурсов России за 2013 г.* (миллионов тонн условного топлива)

Ресурсы

нефть, включая газовый конденсат

Газ Газ

естественный

Уголь

Электроэнергия

Добыча (роизводство)-всего

679,9

766,2

212,3

358,4

Топливно-энергетический Баланс России на сегодняшний день выглядит следующим образом: более 50% – газ, 30% – нефть, 14% – уголь, нетрадиционные источники – менее 2%.

По "Энергетической стратегии России до 2025 года" наш баланс должен стать угольно-атомным.

Общий объём топливно-энергетического баланса мира (суммарное годовое производство первичных энергоресурсов, равное суммарному потреблению энергии) – 12 млрд. т. условного топлива. На уголь приходится ок. 26 %, нефть – ок. 40 %, газ – 24 %, гидроэнергию – 3 %, ядерную энергию – ок. 7 %. Удельное энергопотребление на душу населения в ср. в мире – ок. 2 т условного топлива в год, но в экономически развитых странах этот показатель в несколько раз выше. Размещение источников энергии и производства первичных энергоносителей заметно отличается от географии потребления энергии. Одни страны, обладая избытком энергоносителей, экспортируют нефть, газ или уголь. Другие зависят от импорта энергоносителей. К последним в первую очередь относятся страны Западной Европы, Япония и в значительной степени США и Китай.

Структура ТЭБ России в сравнении с зарубежными странами и странами СНГ представлена в приложении 1.

Центральный Федеральный Округ (ФО) не богат ресурсами.

Запасы топлива представлены Подмосковным буроугольным бассейном – это Московская, Тульская, Рязанская, Тверская и Смоленская области. Условия добычи в нем неблагоприятны, а угли - невысокого качества.

Таблица 3- По добыче федеральными округами топливных ресурсов (удельный вес).

Удельный вес ФО в добыче топливных ресурсов*(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

Из данной таблицы следует, что лидером по добыче угля является Сибирский ФО, примерно 1/8 от его добычи достаётся Дальневосточному ФО, доля остальных округов, в сравнении с ними, незначительна.

По газу и нефти ситуация иная: бесспорный лидер по добыче – Уральский ФО, примерно 1/3 часть от его добычи нефти, приходится на Приволжский ФО. В остальных ФО доля добычи нефти и газа незначительна.

·  Диаграмма "Удельный вес добычи топливно-энергетических ресурсов по федеральным округам" представлена в приложении 3.

Таблица 4 - Производственные и финансовые показатели

Производственные показатели Группы Газпром

2010 г.

2011 г.

Изменение, %

Прирост запасов газа за счет геологоразведочных работ, млрд. м3

508,6

513,2

1,7

Добыча газа, млрд. м3

508,6

513,2

10,2

Добыча нефти и газового конденсата, млн. т

43,3

44,4

11,9

Добыча нефти, млн. т

32,0

32,0

1,3

Переработка природного и попутного газа, млрд.м3

33,6

33,6

10,5

Переработка нефти и газового конденсата, млрд. м3

50,2

50,2

13,3

Продажи газа в России, млрд. м3

262,2

262,2

-0,2

Продажа газа в дальнее зарубежье, млрд. м3

148,1

148,1

-0,1

Продажи газа в страны БСС, млрд.м3

70,2

70,2

3,7

Финансовые показатели ОАО «Газпром»

2010 г.

2011 г.

Изменение, %

Выручка от продажи товаров, продукции, работ, услуг, млн. руб.

2 879 390

2 879 390

15,8

Прибыль от продаж, млн. руб.

822 357

822 357

48,6

Чистая прибыль, млн. руб.

364 577

364 577

-41,6

Чистые активы, млн. руб.

6 189 150

6 189 150

5,2

Прибыль на 1 акцию, руб.

15,40

15,40

-41,6

Дивиденды на 1 акцию, руб.

3,85

3,85

61,1

Таблица 5- Динамика объема добычи (производства) продукции ТЭК

Показатели

2005г.

2006г.

2007г

2008г.

2009г.

2010г.

2011г.

2012г.

2013г.

Добыча нефти и газового конденсата, млн.т.

301,2

305,6

303,4

305,1

323,6

348,1

379,6

431,8

463,1

Добыча газа, млрд. куб. м

601,5

571,1

591,1

591,6

583,9

581

594,9

614,3

632,2

Добыча угля, млн.т.

255

244,2

232,3

249,1

257,9

269,6

255,8

262,4

281,3

Выработка электроэнергии, млрд. кВт–ч

847,2

834

826,1

846,2

876

891,3

891,3

894,8

913,2

В том числе:

ТЭС

583,5

567,7

563,7

562,6

580,6

578,5

585,5

584,2

582,5

ГЭС

155,1

157,7

158,9

160,9

164,6

175,9

164,2

164,5

161,3

АЭС

108,8

108,5

103,5

122

130,8

136,9

141,6

146,1

151,4

Из общей выработки РАО "ЕЭС России":

614,8

607,7

603,7

602,1

622,7

605,8

617,5

––

––

ТЭС

511

493,7

491,4

489,5

504,8

501

504,4

––

––

ГЭС

103,9

114

112,2

112,7

117,9

104,8

113,1

––

––

Поставка нефти и газового конденсата на НПЗ, млн.т.

175,9

177,6

163,7

168,6

173,8

178,4

185,1

189,6

192,1

Производство основных нефтепродуктов:

бензины автомобильные, млн.т.

26,4

27

25,3

26,4

27,2

27,4

29

30,4

31,8

топливо дизельное, млн.т.

44,8

46,6

44,9

46,5

49,2

50,2

52,7

57,3

62,5

мазут топочный, млн.т.

58,6

59,7

54,6

48,6

48,3

50,3

54,2

59,1

62,2

В ресурсном отношении, структура топливно-энергетического баланса также претерпела значительные изменения за последние 50-60 лет, что, безусловно, связано с представленными выше изменениями в объемах добычи первичных ТЭР. Так, в 1980-х гг. доля нефти и газа не превышала 20%, а в 2000-х и начале 2010-х гг. составляла уже более 80% при практическом снижении доли угля до 14,5%. Хотя именно уголь был до конца 1990-х гг. главным энергоносителем. Доля природного газа в ресурсной части ТЭБ росла все 90-е годы. В 2013 г она составляла 43%, в настоящее время достигает уже 53 %.

Это означает, что газ занял доминирующую позицию и более чем на половину обеспечивает потребности российских тепловых электростанций и предприятий химической промышленности.

2.2 Воздействие ТЭК на окружающую среду.

Чистая окружающая среда является ограниченным ресурсом наряду с трудом, капиталом и знаниями. Топливно-энергетический комплекс занимает ведущее место по степени воздействия на окружающую природную среду среди объектов техногенного воздействия. Специфика объектов ТЭК как источника загрязнения окружающей среды характеризуется высокой пожаро- и взрывоопасностью добываемых и транспортируемых продуктов, значительной удаленностью потребителей от производителей, а, следовательно, большой протяженностью систем транспорта энергоресурсов, изменчивостью природного ландшафта, климатических, геокриологических и др. условий, в которых строятся и эксплуатируются объекты комплекса. Энергетические предприятия оказывают значительное влияние и на климат планеты, поскольку выбрасываемые ими в атмосферу вещества способствуют деградации озонового слоя Земли и нарастанию парникового эффекта: 70% парниковых газов поступают в атмосферу с выбросами предприятий ТЭК.

Исследованием проблем топливно-энергетического комплекса России и его

взаимодействием с окружающей средой занимаются многие отечественные и зарубежные специалисты. Основной целью этих исследований является выработка направлений снижения отрицательного воздействия ТЭК на окружающую среду при прогнозировании его развития.

Функционирование ТЭК сопровождается образованием различных типов отходов, которые проявляются в виде выбросов в атмосферу, сбросов загрязненных сточных вод и жидких отходов, образованием твердых отходов. Оказывая значительное воздействие на окружающую среду, ТЭК является также источником техногенной опасности возникновения аварий и чрезвычайных ситуаций в результате значительного износа ОФ, что обусловливает загрязнение природной среды по всем перечисленным направлениям.

Рассмотрим три основных направления воздействия ТЭК на объекты окружающей среды:

ВОЗДУХ Выбросы в атмосферу

ВОДА Сброс загрязненных сточных вод

ЗЕМЛЯ Твердые отходы

Анализ воздействия основных секторов ТЭК по каждому направлению показывает, что за период 2005-2013 г. наблюдалась устойчивая тенденция сокращения выбросов ЗВ отраслями ТЭК и промышленностью в целом, при росте доли ТЭК в общих выбросах промышленности. Объемы выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух от стационарных источников промышленности уменьшились почти в 2 раза, по ТЭК – в 1,8 раза, доля отраслей ТЭК возросла с 44,8% до 48,8%. По объемам сброса загрязненных сточных вод в поверхностные водоемы отмечается аналогичная тенденция: снижение объемов сброса загрязненных вод на 43% и увеличение доли ТЭК в структуре выбросов промышленности с 22% до – 24%. Начавшийся рост промышленного производства в 2013 г. происходил в условиях сокращения валового выброса вредных веществ в атмосферу от стационарных источников: в целом по Российской Федерации на 0,7% (до 18,5 млн. т) по сравнению с 2012 г.

Несмотря на ввод в эксплуатацию промышленных объектов комплекса одновременно с очистными сооружениями, полностью исключить влияние на ОС бурения скважин, добычи, переработки и транспортировки энергетических ресурсов невозможно. Крупными источниками загрязнения окружающей среды являются нефтегазовые месторождения и магистральные газопроводы, где основными загрязняющими компонентами являются нефть и ее пары, сточные воды, а также продукты сгорания.

Рассмотрим воздействие отраслей ТЭК на основные сферы окружающей среды.

1. Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу

  • Электроэнергетика

По суммарным выбросам загрязняющих веществ в атмосферу «лидирует» электроэнергетика, ее доля в суммарных выбросах стационарными источниками промышленности за рассматриваемый период превысила 25% и достигла в 2013 г. 26,8%. В 2013 г. выбросы ЗВ составили 3,9 млн. т, что ниже уровня 2012 г. на 56 тыс. Сохранение устойчивой тенденции сокращения выбросов обусловлено увеличением до 64% доли природного газа в структуре ТЭБ; повышением экологической культуры эксплуатации тепловых станций - внедрение эффективных золоулавливающих установок; введением в действие ГОСТа (Р50831-95), устанавливающего нормативы удельных выбросов для вновь вводимых котельных установок на уровне мировых стандартов.

Нефтедобывающая промышленность макроэкономический анализ: методы и результаты.

Объемы выбросов ЗВ в атмосферу сократились за 2005-2013 гг. в 1.8 раза, однако доля отрасли в выбросах промышленности в 2013 г. превысила уровень 2005 г. и составляла 9% от выбросов стационарными объектами промышленности. Основными ЗВ в нефтедобывающей промышленности являются углеводороды – 48%, оксид углерода – 44% и твердые вещества – 4,4%. Рост доли нефтедобычи в выбросах промышленности обусловлен в значительной степени сжиганием в факелах добываемого попутного газа. В настоящее время в целом по отрасли в факелах сжигается около 20% всего добываемого попутного газа, на отдельных месторождениях ОАО «Томскнефть», «ВНК», ОАО «НК «Юкос» этот показатель достигает 70%, что связано с незначительным объемом ресурсов попутного газа на отдельных месторождениях, а также их удаленностью от потребителей.

Эффективным решением проблемы утилизации попутного газа является его использование на малогабаритных газогенераторных электростанциях, что позволит обеспечить потребности промыслов в электроэнергии и снизить эмиссию парниковых газов. Для улучшения экологической ситуации в нефтедобыче требуется ремонт и замена устаревшего оборудования добывающих предприятий, внутрипромысловых трубопроводов, использование труб с повышенными антикоррозийными свойствами. Решение этой проблемы, на наш взгляд, требует разработки и принятия соответствующей законодательной базы, а также федеральной Программы утилизации попутного нефтяного газа на объектах ТЭК.

  • Нефтеперерабатывающая промышленность

В нефтепереработке состав основных ЗВ тот же, что и в нефтедобыче, их общее количество сократилось к 2013 г. почти в 2 раза до 748 тыс. т. Доля отрасли составляет 5% от выбросов промышленности.

  • Газовая промышленность

Объемы выбросов ЗВ в атмосферный воздух от стационарных источников за 2005-2013 гг. сократились более чем в 3 раза. Доля отрасли в общем объеме выбросов промышленности также сократилась на 1% и составила в 2013 г. 3%. Следует отметить, что несмотря на незначительное уменьшение уровня добычи природного газа в 2013 г. (составил 590 млрд. м3) и проводимую работу по снижению загрязнения атмосферного воздуха, выбросы ЗВ по газовой промышленности увеличились на 6,5% и составили более 456,3 тыс. т. Основной причиной являются аварии на магистральных газопроводах, происходящие вследствие старения оборудования. В 2013 г. в отрасли произошло 26 аварий. Наблюдается увеличение углеродов до 70,6% в общем объеме выбросов ЗВ, что обусловлено преимущественно ростом выбросов метана до 9%, который является одним из «парниковых газов». Эмиссия метана и углекислого газа в газовой отрасли происходит на всех стадиях технологического процесса. Доминирующее влияние оказывает газотранспортная система, на долю которой приходится 70% всех выбросов.

Согласно расчетам специалистов ОАО "Газпром" потери метана в газовой промышленности России колеблются от 1,03 до 1,54 % и в среднем составляют примерно 1,3 % от объема добычи природного газа [22]. Доля потерь газа из распределительных газопроводов ОАО "Газпром" составляет 25 - 29 % от суммарной эмиссии метана по отрасли в целом (в США в 2005 – 2013 гг. она составляла 24-43 %), потери природного газа в атмосферу для различных подземных хранилищ газа находятся в интервале 0,7 - 3 % от активного объема хранимого газа [26].

В настоящее время в газовой промышленности реализуется международный Проект снижения выбросов парниковых газов при производстве и потреблении метана в России, а также специальная программа работ по снижению потерь на период до 2005 г. Прогнозируется, что реализация предусмотренных мер позволит снизить потери природного газа на 3 млрд. м3.

  • Угольная промышленность

В рамках реструктуризации угольной промышленности, проводимой с 2009 г.,

ликвидируются нерентабельные производства, ведется реконструкция и техническое перевооружение ряда перспективных шахт в Кузбассе, в республике Коми, на Дальнем Востоке и в Ростовской области. В результате выбросы в атмосферу вредных веществ за макроэкономическийанализ: методы и результаты: рассматриваемый период снизились в 2,4 раза, при росте доли отрасли в выбросах промышленности с 0,8% до 3,8%. В 2012-2013 г. общий объем выбросов ЗВ в атмосферный воздух увеличился на 2% и составил более 614 тыс. т, что было обусловлено ростом добычи угля на 7,7%, а также значительным увеличением сжигания метана в отвалах. Ресурсы метана в шахтных забоях возросли до 400 млн. м3, в этой связи увеличилось количество взрывоопасных ситуаций и реальных аварий на угольных шахтах, в 2013 г. горело около 60 отвалов.

Общие ресурсы метана в Кузбассе по оценкам экспертов составляют 10-13 трлн. м3 (газовыделение углей составляет 20-25 м3на 1 т угля), промышленные запасы метана Печорского угольного бассейна достигают 2 трлн. м3. Использование метана угольных пластов в энергетике позволит снизить затраты на теплоснабжение и улучшить экологическую ситуацию за счет отказа от сжигания угля. Уголь содержит наибольшее количество серы по сравнению с другими энергоносителями - 0,2-7%, в нефти и мазуте ее содержание почти в 2 раза меньше – 0,5-4,0%, дизельное топливо содержит 0,3-0,9%, а в природном газе сера практически отсутствует [30].

2. Сброс загрязненных сточных вод.

  • Электроэнергетика

Электроэнергетика потребляет около 70% общего объема воды, используемой

промышленностью. Отрасль является лидером по суммарным выбросам загрязняющих сточных вод в поверхностные водоемы, ее доля в 1999 г. была на уровне 2005 г. и составляла 15,4%. Объем сброса загрязненных сточных вод 2005-2013 гг. сократился в 1,8 раза, в т.ч. за 2013 г. - на 31%, несмотря на увеличение выработки электроэнергии и потребления свежей воды на 500,3 млн. м3. Снижение выбросов обусловлено в значительной степени повышением экологической культуры эксплуатации тепловых станций, а также увеличением доли природного газа в структуре ТЭБ.

  • Угольная промышленность

Сброс сточных вод за рассматриваемый 9 –летний период сократился почти в 1,5 раза и составил 396 млн. м3, что на 12% меньше уровня 2012 г. Доля отрасли в общем объеме сброса загрязненных сточных вод в поверхностные водоемы промышленностью возросла с 4,5% в 1991г. до 6,1% в 2013г.

  • Нефтеперерабатывающая промышленность

Доля отрасли в объеме сброса загрязненных сточных вод промышленностью в 2011-2013 гг. оставалась на уровне 2005 г. и составляла 2,6%. За рассматриваемый период произошло снижение сброса почти в 2 раза. В 1999 г. отраслью сброшено в поверхностные воды на 11% меньше загрязненных сточных вод (164,4 млн. м3) в сравнении с уровнем предыдущего года, что достигнуто в результате увеличения объемов использования очищенных стоков.

  • Газовая промышленность

Отрасль потребляет и сбрасывает в поверхностные воды незначительное количество загрязненных сточных вод, ее доля составляет около 0,05% от объемов сброса промышленностью в целом. К 2013 г. объем загрязненных сточных вод уменьшился в 1,5 раза по сравнению с 2005 г. и составил 3,15 млн. м3. При этом общий объем водопотребления сократился в 2 раза.

  • Нефтедобывающая промышленность

В отрасли за анализируемый период произошло сокращение сброса загрязненных сточных вод в 5,5 раза, в т.ч. за 2012-2013 гг. почти в 5 раз. При этом доля отрасли сократилась с 0,2% в 2013 г. до 0,07% к 2005 г. За 2013 г. на 18% снизилось общее количество использования воды в результате проведения политики водосбережения при поддержании пластового давления (снижение закачки свежей воды), мероприятий по оптимизации схемы водного хозяйства, увеличения повторно-последовательного использования воды. Загрязнение поверхностных вод и питьевых источников происходит также вследствие разливов нефти и нефтепродуктов, что в значительной степени макроэкономический анализ: методы и результаты обусловлено старением трубопроводов, повышенной обводненностью нефтяных пластов, наличием сероводородных примесей. В 1999 г. общее количество порывов на межпромысловых и внутрипромысловых трубопроводах достигло 53,8 тыс. случаев.

3. Твердые отходы

Угольная промышленность является "лидером" среди отраслей ТЭК России по выбросу в атмосферу твердых веществ. Значительные выбросы угольной пыли происходят при транспорте угля и составляют 15 кг/т у т. На угольных разрезах Кузбасса ежегодно в атмосферу поступает более 238 тыс. т пылевидных частиц.

В электроэнергетике основная часть твердых отходов связана с золошлаковыми отходами, в 2013 г. их количество составило 2,4 млн. т., при общем количестве порядка 40 млн. т, на основе данных [20]).

На предприятиях нефтедобывающей промышленности в 2013 г. образовалось 604 тыс. т твердых отходов, в нефтепереработке – 696,8 тыс. т, что на 19% больше уровня 2012 г., из которых 37,1% - нефтяные шламы.

В добыче газа за 2013 г. объем твердых отходов составил 143 тыс. т, часть которых обезврежена, передана другим предприятиям и размещена в местах постоянного хранения.

Аварийные и чрезвычайные ситуации

Одной из основных проблем ТЭК является загрязнение ОС в результате аварийных и чрезвычайных ситуаций. По данным Госгортехнадзора за 2009-2011 гг. на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири происходило до 40 тыс. аварий в год со значительным разливом нефти и ее попаданием в водоемы и заболоченные территории. В 2013 г. общее количество порывов на нефтепроводах составило 19 тыс. случаев, в т. ч. по причине коррозии 96,4%, что обусловлено в значительной мере высокой степенью изношенности трубопроводов: старением труб, их внутренней коррозией, увеличением общего срока службы нефтепромыслов, значительной обводненностью нефти, агрессивностью перекачиваемой среды, включая наличие примесей, содержащих сероводород.

На магистральных газопроводах в 2013 г. произошло 26 аварий, в результате которых объем эмиссии природного газа достиг 100 млн. м3. Основная причина - старение газопроводов и отсутствие средств на капитальный ремонт.

Парниковые газы

В последнее время большое значение имеет проблема эмиссии парниковых газов. Наибольшую значимость эта проблема приобрела в связи с подписанием Рамочной конвенции ООН об изменении климата (РКИК) и Киотского протокола. Страны-участники Киотского протокола на Третьей конференции сторон РКИК (Киото, 1-10 декабря 2011 г.) установили ограничения и квоты на выбросы по 6 видам парниковых газов: двуокиси углерода (СО2 или карбон диоксида), метана, закиси азота, гидро- и перфторуглеродов и гексафторида серы, среди которых ведущее место занимает СО2. Основной объем выбросов углекислого газа приходится на энергетическую сферу, в его выбросах по России доля сжигания ископаемого топлива составляет 98,6% . Аналогичная структура характерна и для мирового сообщества в целом.

3. Перспективы развития топливо-энергетического комплекса России

Топливно-энергетический комплекс на сегодняшний день является основой экономики государства, обеспечивая как текущую жизнедеятельность и развитие страны, так и значительную часть поступлений в бюджет России. В этой связи модернизация ТЭК, привлечение в него новых технологий, снижение себестоимости товаров и услуг, обеспечение растущих внутренних потребностей, диверсификация направлений поставок энергоресурсов являются одними из главных приоритетов деятельности Министерства энергетики Российской Федерации.

3.1 Электроэнергетика.

На 1 января 2013 года общая установленная мощность энергосистемы Российской Федерации составила 218 145,8 МВт, увеличившись по сравнению с прошлым годом на 4817,3 МВт за счет строительства новых энергообъек-тов и модернизации действующих мощностей. На долю тепловых электростанций приходилось около 68,4%, гидравлических – 20,4%, атомных – около 11% энергетического потенциала.

Годовой объем производства электроэнергии в стране в 2011 году составил 1019,4 млрд кВт·ч, объем потребления за тот же период составил 1000,1 млрд кВт·ч. Около 70% в структуре потребления электроэнергии занимают промышленные потребители, более 20% – бытовой сектор. Объем производства тепловой энергии составил 67,500 млн Гкал.

Более 90% производственного потенциала электроэнергетики России объединено в Единую энергетическую систему (ЕЭС), которая охватывает всю населенную территорию страны от западных границ до Дальнего Востока и является одной из крупнейших в мире централизованно управляемых энергосистем. Для изолированных энергосистем характерны ограничения системных связей с другими территориями, из которых возможны межрегиональные перетоки электроэнергии. Основу системообразующих сетей Единой энергетической системы России составляют линии электропередачи класса напряжения 220 кВ и выше.

Сегодня электроэнергетика России вступила в новый этап своего развития, характеризующийся новой структурой управления, более совершенными правилами функционирования рынков электроэнергии и мощности, масштабным внедрением инновационных технологий. Началась реализация проектов, направленных на повышение энергоэффективности и надежности функционирования отрасли.

В то же время техническое состояние основного оборудования пока не отвечает потребностям сегодняшнего дня. Так, значительная часть генерирующего оборудования электростанций выработала установленный ресурс и должна быть заменена в ближайшие 20 лет. Высокая степень изношенности генерирующего оборудования электростанций ведет к снижению надежности и эффективности его работы.

Текущий уровень износа электросетевого оборудования в среднем составляет 30 лет и более; 50% сетевого комплекса выработало нормативный срок эксплуатации. Высокая степень изношенности электросетевого оборудования также не способствует надежности энергоснабжения потребителей и энергоэффективности (потери электроэнергии в ЕНЭС России составляют 5%, в мире – 3,7%; в распределительных сетях России – 8,68%).

  • Развитие генерирующего комплекса.

В настоящее время Минэнерго России, компании предпринимают активные действия по ликвидации негативных тенденций в энергетике и развитию отрасли. За счет применения механизмов договора о предоставлении мощности, перехода на более прогрессивную модель тарифообразования идет активное строительство и реконструкция действующих объектов. В соответствии со Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2012–2017 годы вводы нового генерирующего оборудования электростанций ЕЭС России в 2012–2017 годах предусматриваются в объеме 50,05 млн кВт, в том числе на АЭС – 9,88 млн кВт, на ГЭС – 4,09 млн кВт, на ГАЭС – 0,98 млн кВт, на ТЭС – 34,44 млн кВт и на ВИЭ – 0,66 млн кВт.

Наиболее значительный объем вводов генерирующих объектов и оборудования до 2017 года планируется в ОЭС Центра (9,48 млн кВт) и в ОЭС Урала (13,54 млн кВт). Вводы мощности на ГЭС ЕЭС России в 2011–2017 годах предусматриваются в объеме 4,09 млн кВт.

В связи с планируемым развитием атомной энергетики и, как следствие, увеличением потребности в маневренной мощности в европейской части России в 2011–2017 годах предусматривается строительство Загорской ГАЭС-2 в энергосистеме Москвы и Московской области ОЭС Центра (420 МВт в 2012 году, 210 МВт в 2013 году и 210 МВт в 2014 году) и Зеленчукской ГЭС-ГАЭС в энергосистеме Карачаево-Черкесской Республики ОЭС Юга (140 МВт в 2013 году). Наибольший объем вводов ГЭС намечается в ОЭС Сибири, где планируется завершение строительства Богучанской ГЭС (6 333 МВт в 2013 году и 3 333 МВт в 2013 году, с достижением проектной установленной мощности 3000 МВт в 2013 году).

Приоритетным направлением технической политики в электроэнергетике России является применение парогазовых технологий при техническом перевооружении существующих и строительстве новых электростанций, а также создание оборудования, работающего на угле, с суперсверхкритическими параметрами острого пара.

Развитие возобновляемых источников энергии предусматривается в основном за счет строительства ветровых электростанций: с высокой вероятностью реализации – Дальневосточной ВЭС на о-ве Русском (23 МВт) в ОЭС Востока и прочих вводов – ветропарка “Нижняя Волга” (500 МВт) в ОЭС Юга. Также планируется строительство приливной Северной ПЭС (12 МВт) в ОЭС Северо-Запада и малых ГЭС в ОЭС Юга (суммарной мощностью 50,4 МВт до 2017 года) и в ОЭС Сибири (24 МВт).При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей в полном объеме установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2017 году на 37 млн кВт (16,7%) и составит 258,6 млн кВт.

  • Развитие магистрального и распределительного электросетевого комплекса

Электрические сети, существующие в настоящее время на территории Российской Федерации, в основном обеспечивают условия для поставки и получения мощности и электрической энергии субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии. Вместе с тем в электрических сетях остаются нерешенные проблемы, которые снижают техническую и экономическую эффективность функционирования ЕЭС России и приводят к следующему:

– ограничениям передачи мощности в межсистемных сечениях;

– ограничениям выдачи мощности электростанций;

– проблемам с обеспечением требуемой степени надежности выдачи мощности электростанций и электроснабжения потребителей;

– проблемам с регулированием и поддержанием в нормируемых пределах уровней напряжения.

Перечень объектов электросетевого хозяйства, намечаемых к вводу в 2012–2017 годах, сформирован на основании анализа информации о передаче мощности из избыточных регионов в дефицитные, обеспечению энергосистем необходимыми резервами мощности, выбору оптимальных режимов работы электростанций, обеспечению надежной устойчивой работы межсистемных электрических связей, а также рекомендаций и предложений ОАО “СО ЕЭС” и ОАО “ФСК ЕЭС”.

В 2012–2017 годах намечается сооружение основных объектов электросетевого хозяйства, обеспечивающих:

– выдачу мощности новых энергоблоков и гидроагрегатов АЭС, ТЭС ГЭС;

– усиление основной электрической сети в ОЭС Центра, ОЭС Юга, ОЭС Средней Волги, ОЭС Урала, ОЭС Сибири и ОЭС Востока;

– развитие межсистемных связей.

Отдельно нужно сказать, что для выдачи мощности второго энергоблока Ленинградской АЭС-2 впервые в России предусматривается сооружение передачи постоянного тока напряжением ± 300 кВ ЛАЭС-2 – Выборг пропускной способностью 1000 МВт. Сооружение этой электропередачи позволит также повысить надежность электроснабжения потребителей Санкт-Петербурга и северо-западного района Ленинградской области. Электрическая сеть 330 кВ будет продолжать выполнять системообразующие функции и обеспечивать выдачу мощности крупных электростанций в западной части ОЭС Центра, в ОЭС Северо-Запада и ОЭС Юга.

Основные тенденции в развитии электрических сетей 220 кВ будут состоять в усилении распределительных функций и обеспечении выдачи мощности электростанций. В изолированных энергосистемах Дальнего Востока, а так же энергосистемах Архангельской области и Республики Коми электрические сети 220 кВ будут выступать в качестве основной электрической сети.

  • Модернизация действующих мощностей

По поручению Правительства Российской Федерации Минэнерго России совместно с ОАО “Энергетический институт имени Г.М. Кржижановского, а также в соавторстве с другими научно-исследовательскими институтами в области энергетики и экономики разрабатывает комплексную программу модернизации электроэнергетики до 2020 года.

Программа предусматривает кардинальное обновление электроэнергетики на базе отечественного и мирового опыта, преодоление нарастающего технологического отставания, морального и физического старения основных фондов, повышение надежности энергоснабжения и энергетической безопасности страны и на этой основе – снижение темпов роста тарифов на электрическую и тепловую энергию. На предприятия энергетического машиностроения возложена задача обеспечения объектов энергетики надежным, высокотехнологичным, энергоэффективным оборудованием.

Основные направления программы охватывают различные сферы энергетической отрасли, например такие как:

“Модернизация тепловых электростанций на период до 2020 года”, “Модернизация гидроэнергетического комплекса на период до 2020 года”, “Модернизация атомных электростанций на период до 2020 года”, “Развитие возобновляемых источников энергии на период до 2020 года”, “Модернизация электросетевого комплекса на период до 2020 года”, “Разработка и освоение инновационных технологий и оборудования для модернизации электроэнергетики”.

В программу модернизации заложен принцип унификации и типизации, в том числе унификации мощностного ряда оборудования, технологических решений и комплектации, типизация проектных решений.

Основными типовыми решениями по модернизации газовых и угольных ТЭС являются унификация мощностного ряда ПГУ с использованием ГТУ мощностью 60–80, 100–130, 150–180, 270–300 МВт. Для угольных энергоблоков это 225, 330, 660 МВт. Внедрение унифицированного ряда приведет к повышению серийности и снижению себестоимости оборудования.

Реализация программы модернизации позволит кардинально улучшить технико-экономические показатели отрасли как в части потерь электроэнергии (в ЕНЭС до 3,5%, в РКС до 6,5% к 2020 году), так и показателей расхода топлива (снижение удельного расхода условного топлива на отпуск электроэнергии от ТЭС до 300 г/кВт·ч к 2020 году).

В программе отражены мероприятия по внедрению инновационных технологий в соответствии с разработанными программами инновационного развития энергокомпаний с государственным участием, направленные на достижение эффективных экономических показателей работы субъектов электроэнергетики.

Кроме того, под руководством Минэнерго России создан Центр инновационных энергетических технологий, который стал одним из ключевых элементов системы управления инновационным развитием отрасли. На его базе будет сконцентрирован полный комплекс научно-технических, организационных и аналитических функций, необходимых для эффективного решения системных, научно-производственных и управленческих проблем инновационного развития российской энергетики.

Российские энергокомпании активно взаимодействуют с крупными иностранными поставщиками высокоэффективного оборудования. Создаются совместные предприятия с локализацией производства на территории России.

Например, ОАО “ИНТЕР РАО ЕЭС” открыло совместное с корпорацией General Electric предприятие по производству газовых турбинных установок в Рыбинске, ОАО “ФСК ЕЭС” и Hyundai Heavy Industries – завод по производству КРУЭ во Владивостоке. ОАО “РусГидро” подписаны соглашения с компаниями Voith Hygro GmbH&Co” и Alstom, в рамках которых планируется проработать вопрос локализации производства.

3.2 Нефтегазовый комплекс

В состав нефтяной промышленности России входят нефтедобывающие предприятия, нефтеперерабатывающие заводы и предприятия по транспортировке и сбыту нефти и нефтепродуктов. В отрасли действуют 28 крупных нефтеперерабатывающих заводов (мощность от 1 млн т в год), мини-НПЗ и заводы по производству масел. Протяженность магистральных нефтепроводов составляет около 50 тыс. км, нефтепродуктопроводов – 19,3 тыс. км.

Структуру нефтяной отрасли составляют 10 крупных вертикально интегрированных нефтяных компаний. Наиболее мощными из них являются “Роснефть”, “ЛУКОЙЛ”, “Сургутнефтегаз”, “ТНК-ВР” и “Газпром нефть”. Транспортировка нефти и нефтепродуктов осуществляется предприятиями акционерных компаний “Транснефть” и “Транснефтепродукт”.

Газовая промышленность России включает в себя предприятия, осуществляющие геолого-разведочные работы, бурение разведочных и эксплуатационных скважин, добычу, транспортировку и хранение газа. Единая система газоснабжения имеет более 162 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 215 линейных компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 42,1 тыс. МВт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, 25 объектов подземного хранения газа.

Природный и попутный нефтяной газ является в настоящее время основным источником обеспечения внутренних потребностей страны в первичных энергоресурсах.

Одним из основных достижений деятельности как Минэнерго России, так и непосредственно нефтяных компаний является то, что нефтяная отрасль по итогам деятельности в 2012 году (так же, как и в последние несколько лет) демонстрирует поступательный рост добычи нефтяного сырья, достигнув уровня 511,2 млн т. В сравнении с 2011 годом рост добычи нефти составил 6,1 млн т (+1,2%).

Другим важным достижением является рост объемов переработки нефти. Согласно данным отраслевой отчетности, переработка нефтяного сырья на территории Российской Федерации в 2012 году увеличилась по сравнению с предшествующим годом на 7,6 млн т (+3,1%), достигнув уровня 256,4 млн т.

В то же время необходимо отметить следующий факт: при росте объемов переработки нефти с 2005 года на 23,9% рост производства бензинов за аналогичный период составил 14,4%. Основной же рост приходится на производство темных нефтепродуктов, а именно мазута (+31,3% к показателю 2005 года) и дизельного топлива (+17,9% соответственно).

В целях качественного развития российской нефтепереработки Минэнерго России в рамках своей компетенции разработало ряд системных мер для стимулирования производства светлых нефтепродуктов и увеличения глубины переработки нефти. С 1 октября 2012 года осуществлен переход на новый режим налогового и таможенно-тарифного регулирования “60-66”. Итогом действия системы “60-66” является стимулирование направления инвестиций на развитие вторичных процессов переработки нефти.

Кроме мер экономического стимулирования для привлечения инвестиций с целью увеличить глубину нефтепереработки необходим ряд административных мер, в частности закрепление обязательств нефтяных компаний по выполнению планов модернизации нефтеперерабатывающих мощностей в соответствующих соглашениях с надзорными органами. В июле 2012 года такого рода соглашения заключены со всеми ведущими нефтяными компаниями России.

Реализация комплекса предложенных мер позволит к 2015 году решить задачи модернизации российской нефтепереработки, а именно обеспечит переработку 255 млн т нефти с выходом светлых нефтепродуктов в объеме 172,1 млн т (67,5% от всего объема производства). Решение данной масштабной задачи не только устранит угрозу дефицита топлива в нашей стране, но также переведет российскую нефтепереработку на иной качественный уровень производства – выпуск нефтепродуктов, соответствующих современным экологическим стандартам, что, в свою очередь, положительно отразится на жизни граждан России.

В части развития нефтегазового комплекса основными направлениями деятельности Минэнерго России являются:

1. Создание системы программных документов.

В 2011 году окончательно сформирована система программных документов российского топливно-энергетического комплекса, включающая в себя:

– Энергетическую стратегию России на период до 2030 года (утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 №1715-р);

Генеральную схему развития нефтяной отрасли до 2020 года (утверждена приказом Минэнерго России от 06.06.2011 №212);

– Генеральную схему развития газовой отрасли до 2030 года (утверждена приказом Минэнерго России от 06.06.2011 №213);

– Программу комплексного освоения месторождений углеводородного сырья ЯНАО и севера Красноярского края (утверждена приказом Минэнерго России от 10.09.2010 №441);

– Комплексный план по развитию производства сжиженного природного газа на производстве Ямал (утвержден распоряжением Правительства Российской Федерации от 11.10.2010 №1713-р).

2. Реализация мер экономического стимулирования деятельности нефтегазового комплекса.

Внесены изменения в статью 342 Налогового кодекса Российской Федерации в части установления с 2012 года нулевой ставки НДПИ:

– на нефть, добытую на участках недр, расположенных в акватории Черного и Охотского морей;

– на нефть, добытую на территории Ямало-Ненецкого автономного округа (севернее 65 °с.ш.);

– на газ, добытый на п-ове Ямал и используемый для производства СПГ;

– на конденсат, добытый на п-ове Ямал совместно с газом, используемым для производства СПГ;

В рамках этих изменений введен также понижающий коэффициент к НДПИ на нефть, добытую на месторождениях с извлекаемыми запасами до 5 млн т и выработанностью менее 5%.

Особо следует отметить, что в результате работы, проведенной Минэнерго России совместно с заинтересованными министерствами, Правительством Российской Федерации принято решение, реализующее первый этап перехода на новую модель налогообложения нефтяной отрасли.

Режим таможенно-тарифного регулирования “60-66” должен обеспечить сочетание стратегических интересов государства (модернизация производств за счет увеличения глубины переработки, поддержание добычи за счет повышения рентабельности бурения новых скважин, стабильность бюджетных поступлений и недопущение роста цен на внутреннем рынке) и бизнеса (возможность для создания дополнительной стоимости как в секторе нефтедобычи, так и нефтепереработки).

Положительный эффект от внедрения нового режима таможенно-тарифного регулирования мы увидим в 2012 году.

С целью перспективного динамичного развития нефтегазового комплекса Российской Федерации, по мнению Минэнерго России, необходимо обеспечить реализацию следующих задач, заложенных в том числе в программных документах ТЭК:

1. Выработка единого системного подхода по определению мер налогового и таможенно-тарифного регулирования для новых месторождений, в том числе на континентальном шельфе Российской Федерации, позволяющего учитывать как интересы государства, так и интересы недропользователей.

2. Мониторинг исполнения и ежегодная корректировка показателей Генеральной схемы развития нефтяной отрасли до 2020 года с целью выполнения поставленных основных задач, среди которых:

– стабилизация ежегодной добычи нефти в период до 2020 года на уровне 505 млн т;

– определение оптимального налогового режима в добыче нефти, обеспечивающего максимальные налоговые пос-

тупления и максимальную стоимость отрасли для страны при приемлемой сложности администрирования режима;

– сохранение объемов нефтепереработки на текущем уровне 230–240 млн т при увеличении глубины переработки до 85% в 2020 году для обеспечения максимального вклада нефтепереработки в экономику страны;

– завершение текущих диверсификационных проектов и реализация проектов по подключению новых центров добычи, обеспечивающих гибкую и устойчивую к смене рынков инфраструктуру, хеджирующих страновые транзитные риски.

3. Мониторинг исполнения и ежегодная корректировка показателей Генеральной схемы развития газовой отрасли до 2030 года с целью выполнения поставленных основных задач, среди которых:

– географическая и продуктовая диверсификация поставок российского газа путем создания новых транспортных коридоров, направленных на рынки Азиатского-Тихоокеанского региона, и развития СПГ-проектов;

– доведение затрат на производство и доставку газа на традиционные и потенциальные рынки до уровня конкурентной цены, в первую очередь за счет улучшения показателей транспортировки и логистики поставок;

– приоритетное обеспечение газом потребителей внутреннего рынка;

– максимально эффективное использование всех ценных компонентов добываемого углеводородного сырья.

3.3 Нефтегазохимия

Нефтегазохимическая отрасль является одним из наиболее перспективных направлений развития нефтегазового комплекса. Уровень развития страны во многом определяется степенью использования современных материалов. К ним в первую очередь относится продукция нефтегазохимии за счет высоких потребительских характеристик. Она используется во всех без исключения областях промышленности (автомобилестроение, авиастроение, судостроение, приборостроение, космическая техника, электроника, оргтехника, связь, транспорт, медицина и др.), а также в строительстве, сельском хозяйстве, производстве товаров культурно-бытового назначения. Выпуск продукции высокого передела нефтегазохимической отрасли может быть обеспечен только с помощью эффективных современных производств. Нефтегазохимическая отрасль обладает широким потенциалом для реализации модернизационных и инновационных решений.

Стратегическими целями развития нефтегазохимии в России являются следующие: повышение качества жизни населения за счет выхода потребления нефтегазохимической продукции на уровень промышленно развитых стран, повышение уровня конкурентоспособности российских производств, эффективное использование увеличивающихся объемов сырья, переход от экспортно-сырьевой модели развития нефтегазохимии к инновационно-инвестиционной.

В России есть значительный потенциал для развития нефтегазохимии благодаря наличию значительных объемов более дешевого по сравнению с Европой и Азией нефтегазохимического сырья, направляемого в настоящее время на экспорт и способного частично обеспечить отечественные пиролизные мощности по мере реализации инвестиционных проектов; а также благодаря высокому потенциалу развития внутреннего рынка, наличию крупных отраслевых компаний, функционированию больших нефтегазохимических комплексов, которые могут стать основой для будущего развития.

Для успешного развития нефтегазохимической отрасли в России необходимо решить одну из ключевых структурных проблем – устранить дефицит мощностей для производства мономеров (прежде всего, мощностей пиролизов).

В целях системного развития нефтегазохимической отрасли Минэнерго России совместно с другими федеральными органами исполнительной власти, органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации и организациями нефтегазохимического комплекса разработало План развития газо- и нефтехимии России на период до 2030 года (далее – План).

План развития газо- и нефтехимии России на период до 2030 года

План разработан в целях выполнения поручения Правительства РФ по итогам совещания у Председателя Правительства Российской Федерации В.В. Путина в Нижнем Новгороде (протокол от 13.09.2010). Этот стратегический документ призван определить основные ориентиры развития нефтегазохимической отрасли на ближайшие 20 лет.

План содержит основные цели, задачи и базовые принципы развития отрасли, обзор основных мировых тенденций в нефтегазохимии и особенностей развития отрасли в России, исследование текущего и перспективного спроса на нефтегазохимическую продукцию в России и на основных экспортных рынках, общий план развития отрасли по ключевым инвестиционным проектам, меры поддержки нефтегазохимической отрасли со стороны государства и др.

Развитие нефтегазохимии предполагается осуществлять в рамках отраслевых кластеров: Западно-Сибирского, Волжского, Каспийского, Северо-Западного, Восточно-Сибирского, Дальневосточного. Создание кластеров позволит добиться сокращения затрат на логистику сырья и сбыт готовой продукции, экономии капитальных и операционных затрат.

Реализация Плана развития газо- и нефтехимии России на период до 2030 года позволит максимально эффективно использовать легкое углеводородное сырье в России, направив его преимущественно в переработку на нефтегазохимических мощностях. Документ предусматривает существенный рост внутреннего спроса на нефтегазохимическую продукцию, повышение конкурентоспособности отечественной нефтегазохимической продукции глубоких переделов и эффективное использование увеличивающихся объемов сырья. В частности, предполагается, что спрос на нефтегазохимическую продукцию в России главным образом за счет сектора промышленного и жилищного строительства, ЖКХ и автодорожного строительства увеличится более чем в 3 раза. Благодаря вводу новых современных мощностей будет устранен дефицит мощностей пиролиза, которые увеличатся по этилену в 4,8 раза.

По оценкам Минэнерго России, уточненный социально-экономический эффект от реализации всех заявленных в Плане инвестиционных проектов суммарно по кластерам, с учетом развития смежных отраслей, очень значителен.

Ежегодный вклад в ВВП может составить около 900 млрд рублей, среднегодовой объем налоговых поступлений – около 70 млрд рублей (без учета налоговых каникул), будет создано 80 тыс. новых рабочих мест.

3.4Угольная промышленность.

Угольная отрасль России сегодня на 100% представлена частными компаниями, которые эффективно работают, обеспечивая высокую прибыль и рост налоговых поступлений в бюджеты всех уровней. Производственная мощность угледобывающих предприятий отрасли за 2005–2012 годы выросла почти на 40%. В 2012 году достигнут наивысший показатель добычи угля в постсоветской России – 336,1 млн т, что на 4% больше уровня 2011 года. Суммарная поставка российского угля потребителям в 2011 году составила 305,1 млн т (+2,9% к 2010 году).

Сальдированный финансовый результат в целом по отрасли превысил в 2011 году 120 млрд рублей. На внутреннем рынке за 2000–2011 годы поставки снижались в среднем на 0,8% в год, и его емкость (с импортом) в 2011 году составила 215 млн т. Импорт угля в Россию, особенно коксующихся углей, имеет повышательный тренд. В 2011 году импортировано 2,6 млн т коксующихся углей, против 175 тыс. т в 2000 году. Динамично развивающимся сегментом рынка угля является экспорт – его объем достиг в 2011 году 120 млн т. Расширяется география экспортных поставок за счет Китая, а в 2011 году – и Индии.

Наиболее перспективными с точки зрения наращивания производственного потенциала становятся районы осточной Сибири и Дальнего Востока, в том числе Республика Тыва (Улуг-Хемский угольный бассейн, включающий Элегестское, Межэгейское, Каа-Хемское, Чаданское и другие месторождения), Республика Саха (Якутия) (Эльгинское, Чульмаканское и др.) и Забайкальский край (Апсатское месторождение). Одновременно в Кузбассе продолжают осваиваться перспективные месторождения Ерунаковского угленосного района, а также ведется или предполагается новое строительство на Караканском, Менчерепском, Жерновском, Уропско-Караканском, Новоказанском, Солоновском месторождениях. В Республике Коми намечено новое строительство на Усинском месторождении.

Начался процесс создания производств с высокой добавленной стоимостью продукции. Первый в этом ряду – проект “Караканский энергоугольный кластер”, намеченный к реализации в 2015 году. Уже в 2011 году на разрезе “Караканский-Западный” за первый год после ввода в эксплуатацию добыто около 3 млн т угля.

Программа развития угольной отрасли

В январе 2012 года Правительство Российской Федерации утвердило разработанную Минэнерго России долгосрочную Программу развития угольной промышленности России на период до 2030 года. Документ состоит из восьми подпрограмм и учитывает мероприятия действующих федеральных целевых программ, отраслевых стратегий и уже принятые решения правительства в отношении угольной отрасли. Объем бюджетных средств на реализацию программы составляет менее 9% от общего объема ее финансирования (251,8 млрд из 3,7 трлн рублей), таким образом, планируется выйти на новый уровень государственно-частного партнерства.

Долгосрочная программа развития угольной отрасли на период до 2030 года направлена на развитие сырьевой базы угольной промышленности и рациональное недропользование:

– развитие производственного потенциала существующих мощностей по добыче и переработке угля и освоение новых угольных месторождений;

– завершение реструктуризации угольной промышленности;

– развитие внутреннего рынка угольной продукции и укрепление позиций России на мировом рынке угля;

– технологическое развитие отрасли и укрепление научно-технической базы компаний и научных центров;

– обеспечение промышленной и экологической безопасности, охраны труда в угольной отрасли;

– развитие трудовых отношений и корпоративной социальной ответственности угольных компаний;

– совершенствование системы профессиональной подготовки кадров для угольной промышленности.

В основе программы – оценка перспектив спроса на российский уголь, исходя из прогнозируемой конъюнктуры внутреннего и внешнего рынков.

Как ожидается, внутри России спрос на уголь вырастет с 184 млн т в 2011 году до 220 млн т в 2030 году, на внешнем рынке – с 115 до 170 млн т.

При этом потребность тепловых электростанций оценивается в 120 млн т (или 55%). Эта оценка на ближайшие 10 лет практически совпадает с данными схемы и программы развития ЕЭС и Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики России. Потребность металлургической промышленности в концентратах коксующихся углей оценивается в 40 млн т, что примерно соответствует сегодняшнему уровню потребления. Данный прогноз сделан с учетом расширения использования технологий бескоксовой выплавки стали.

Потребление угольного топлива для коммунально-бытовых нужд с сегодняшних 25 млн т снизится до 14 млн т к 2030 году в связи с имеющимися планами по газификации домашних хозяйств.

На период до 2030 года намечается увеличение поставок угля для прочих потребителей в 2,3 раза (до 45 млн т), в том числе за счет роста потребления угольного топлива в цементной промышленности (с 1 млн т в 2009 году до 15 млн т в 2030 году) и выпуска продукции глубокой переработки угля.

В целом потоки угольной продукции будут переориентированы с западного на восточное направление.

Прогнозируемые объемы экспорта до 170 млн т к 2030 году подтверждаются проектами развития портовых мощностей, предусмотренными в ФЦП “Развитие транспортной системы России” и транспортной стратегии. Пропускная способность российских портов будет наращиваться по всем направлениям. Преимущественное развитие получат порты Дальнего Востока, угольные терминалы которых будут способны к 2030 году пропускать до 70 млн т экспортного угля в страны АТР.

Серьезной проблемой остается финансирование масштабного развития железнодорожной инфраструктуры. По информации Минтранса России, на развитие транспортной инфраструктуры общего пользования, в том числе на усиление подходов к портам, требуется затратить около 1,8 трлн рублей.

К сожалению, сегодня узкие места и лимитирующие участки в пропускной способности Транссиба и БАМа серьезно ограничивают не только экспортный потенциал отрасли, но и сдерживают производство качественной угольной продукции, прежде всего в Кузбассе.

Минтранс России и Минэнерго России совместно наметили основные меры по расшивке узких мест. В их числе:

– развитие Байкало-Амурской магистрали;

– строительство железной дороги к Элегестскому угольному месторождению;

– увеличение пропускной способности железных дорог на полигоне Кузбасс – Урал – порты Балтийского, Барен-

цева, Японского морей и Азово-Черноморского бассейна;

– увеличение пропускной способности на участке Комсомольск-на-Амуре – Советская Гавань со строительством нового Кузнецовского тоннеля;

– развитие направления Междуреченск – Абакан – Тайшет;

– развитие промышленного железнодорожного транспорта в Кузбассе.

Должны получить развитие практика долгосрочных контрактов и биржевая торговля угольной продукцией.

Прецеденты в создании этих важных рыночных структур уже есть. Первый аукцион по торговле концентратом коксующихся углей состоялся в 2010 году на Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой бирже.

Исходя из спроса на угольную продукцию и с учетом предложений угольных компаний по развитию угледобычи определен уровень производственного потенциала отрасли на перспективу.

В настоящее время добыча угля осуществляется 121 разрезом и 85 шахтами общей годовой производственной мощностью около 383 млн т. В 2010 году ими добыто более 323 млн т угля.

К 2030 году добыча угля вырастет до 430 млн т и будет осуществляться на 82 разрезах и в 64 шахтах.

При разработке программы проанализированы предложения угольных компаний в части ввода новых производственных мощностей. Всего за период до 2030 года предстоит ввести 505 млн т новых мощностей, в том числе за счет ввода 56 новых угледобывающих предприятий. Коэффициент использования мощностей заложен на уровне 85%.

Пространственное развитие угольной промышленности будет определяться темпами ввода и выбытия мощностей в основных угледобывающих регионах России.

Заключение

Россия располагает значительными запасами энергетических ресурсов и мощным топливно-энергетическим комплексом, который является базой развития экономики, инструментом проведения внутренней и внешней политики. Роль страны на мировых энергетических рынках во многом определяет её геополитическое влияние.

Энергетический сектор обеспечивает жизнедеятельность всех отраслей национального хозяйства, способствует консолидации субъектов Российской Федерации, во многом определяет формирование основных финансово-экономических показателей страны. Природные топливно-энергетические ресурсы, производственный, научно-технический и кадровый потенциал энергетического сектора экономики являются национальным достоянием России. Эффективное его использование создает необходимые предпосылки для вывода экономики страны на путь устойчивого развития, обеспечивающего рост благосостояния и повышение уровня жизни населения.

Соответствовать требованиям нового времени может только качественно новый топливно-энергетический комплекс (ТЭК) – финансово устойчивый, экономически эффективный и динамично развивающийся, соответствующий экологическим стандартам, оснащенный передовыми технологиями и высококвалифицированными кадрами.

Для долгосрочного стабильного обеспечения экономики и населения страны всеми видами энергии необходима научно обоснованная и воспринятая обществом и институтами государственной власти долгосрочная энергетическая политика. Целью энергетической политики, которую проводит Министерство энергетики РФ, является максимально эффективное использование природных топливно-энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для роста экономики и повышения качества жизни населения страны.

Список литературы

1.  Амелин, А. Экономика и ТЭК сегодня /А. Амелин // Энергоэффективность и энергоснабжение. – 2009. – № 11.

2.  Вавилова, Е. В. Экономическая география и регионалистика /Е. В. Вавилова. – М.: Гардарики, 2010. – 148 с.

3.  Видяпин, В. И. Региональная экономика, учебник / под ред. В.И. Видяпина и М.В. Степанова. – М.: Инфра-М, 2011. – 666с.

4.  Горкин, А. П. География: Энциклопедия / под ред. А. П. Горкина, М.: Росмэн-Пресс, 2009. – 624 с.

5.  Градов, А. П. Региональная экономика: учеб. Пособие для вузов / А. П. Градов, Б. И. Кузин – СПб.: Питер, 2012.

6.  Желтиков, В.П. Экономическая география: учебник / В.П. Желтиков, Н.Г. Кузнецов, Ростов н/Д: Феникс, 2011. — 384 с.

7.  Кистанов, В. Региональная экономика России: учебник / В. Кистанов, Н. Копылов. – М.: Финансы и статистика, 2012.

8.  Козьева, И. Экономическая география и регионалистика ( история, методы, состояние и перспективы, размещение производительных сил): учебное пособие / И. Козьева, Э. Кузьбожев. –М.: КНОРУС, 2009. – 540с.

9.  Скопин А. Ю. Экономическая география России: учебник / под ред. А. Ю. Скопина. М.: ТК Велби, изд-во Проспект, 2008 – 368с.

10.  Михайлов С., Экономика и ТЭК сегодня / С. Михайлов // Возобновляемая энергетика сегодня и завтра. – 2009. № 11. – С. 9-10.

11.  Морозов, Т.Г. Экономическая география России: Учеб. пособие для вузов / Т.Г. Морозова, М.П. Победина, – М.:– ЮНИТИ. – 2004.

12. Козловский, Е. М. ТЭК: сущность, проблемы, перспективы/ Е. М. Козловский - М: Линк, 2008. - 340 с.

13. Хромов, А. Д. Топливно-энергетический комплекс России: особенности развития и сырьевая база топливно-энергетического комплекса М: Проспект, 2011. - 329 с.

14. Григорьев, Ю. П. Концептуальные аспекты методологии оценки месторождений с падающей добычей нефти для условий устойчивого развития национальной экономики. — СПб., 2010, - С. 32.

15. Федеральный справочник «Топливно-энергетический комплекс России» - М.: Родина-Про, 2009. - 478 с.

16 Федеральный справочник «Анализ, проблемы, перспективы. Топливно-энергетический комплекс России» - М.: Родина-Про, 2006. - 390 с.

17. Черных, И. А. Проблемы инновационного прорыва России: энергетический сектор и его перспективы. - Региональная экономика: теория и практика. - 2010. -№ 35. - С. 29-31.

18. Накоряков, В. Е. Воспроизводство минерально-сырьевой базы и инвестиции - основные проблемы топливно-энергетического комплекса. - М: Наука, 2006. - 198 с.

20. Шевченко И. В., Гакаме А. К. Совершенствование инвестиционной политики в корпоративных структурах топливно-энергетического сектора России. - Региональная экономика: теория и практика. - 2010. - № 29. - С. 20.

21. Реутов Б. Ф. О проблемах реализации программ «Энергоэффективная экономика». // Промышленные ведомости, 2009. - № 1. - С. 14-15.

22. Проказов, Н. Энергоэффективность: шаг в будущее / Николай Проказов // Автомобильные дороги, 2013. - № 2. - С. 22-23.

23. Актуальные проблемы энергоснабжения реального сектора экономики и развития электроэнергетики: (протокол расширенного заседания секции электроэнергетики НС КПЭ РАН) // Электрические станции, 2012. - № 2. - С. 2-7.

24.Гордиенко, А. Энергетика - новый вектор развития нефтяных компаний / Анастасия Гордиенко // Общество и экономика, 2012. - № 9. - С. 111-116.

25. Кожуховский, И. С. Перспективы развития угольной энергетики России / И. С. Кожуховский // Энергетик, 2013. - № 1. - С. 2-10.

26. Сайт ООО Газпром - Режим доступа: http: //gazpromquestions. ru/

27. Сайт Вести экономики - Режим доступа: http: //www. vestifinance. ru/ вести-экономика

28. Сайт Федеральной энергосервисной компании - Режим доступа: http: //www. fes-com. ru/

29. Сайт Российского энергетического агентства - Режим доступа: http: //rosenergo. gov. ru/

30. Сайт Министерства энергетики РФ - Режим доступа: http: //minenergo.gov.ru/

31. Сайт журнала «Еженедельный обзор мировой энергетики и экономики» - Режим доступа: http: //rosenergo. gov. ru/

32. Сайт Центрального банка РФ - Режим доступа: http: //www. cbr. ru/

Приложение А

(справочное)

Таблица А.1-Наиболее крупные месторождения газа в России 

В триллионах кубометров; трлн. м3

название

место расположения

объем запасов

Заполярное

нефтегазоконденсатное

месторождение

Тазовский район Ямало-Ненецкого автономного округа

3, 3

«Сахалин-3»

шельф Охотского моря

1, 3

Русановское газовое месторождение

Карское море

3, 0

Ленинградское газовое месторождение

Карское море

3, 0

Штокмановское

(Штокманское)

газоконденсатное

месторождение

центральная часть шельфа российского сектора Баренцева моря в 600 км к северо-востоку от Мурманска

3, 7

Бованенковское

нефтегазоконденсатное

месторождение

полуостров Ямал

4, 9

Ямбургское

нефтегазоконденсатное

месторождение

заполярная часть Западносибирской равнины, на Тазовском полуострове в субарктической зоне

8, 2

Заполярное ГНКМ (газонефтеконденсатное месторождение)

220 км от Нового Уренгоя в ЯНАО

3, 3

Уренгойское месторождение природного газа

Тюменская область

16

Приложение Б

(справочное)

Таблица Б.1 - Наиболее крупные месторождения нефти в России 

В миллионах тонн; млн. т.

название

место расположения

объем запасов

Приразломное

шельф Баренцева моря

46, 4

Сахалинские шельфовые проекты

Охотское и Японское моря и Татарский пролив

394, 4

Арланское

северо-запад Башкирии в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции

1200

Ванкорское

Красноярский край

490

Верх-Тарское

север Новосибирской области, в Северном районе

100

Верхнечонское

Катангский район Иркутской области

201, 6

Каменное

Ханты-Мансийский автономный округ

300

Лянторское

Ханты-Мансийский автономный округ

2000

Мамонтовское

Ханты-Мансийский автономный округ

1400

Нижнечутинское

Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, расположенная на территории Республики Коми, в районе города Ухты

272, 9

Приобское

Ханты-Мансийский автономный округ

2500

Ромашкинское

Волго-Уральская провинция на юге Татарстана

2300—2700

Самотлорское

Ханты-Мансийский автономный округ

2700

Талаканское

Якутия

105, 5

Фёдоровское

Ханты-Мансийский автономный округ, вблизи Сургута

2000

Приложение В

(справочное)

Таблица В.1-Угольные басейны России 

В миллиардах тонн; млрд. т.

название

место расположения

объем запасов

Печерский

от среднего течения реки Печора на юге до Баренцева моря на серере и гряды Чернышева на западе, в пределах Коми и Ненецкого автономного округа Архангельской области

344, 5

Донецкий

Днепропетровская, Донецкая, Луганская области Украины, а также Ростовская область Российской Федерации

140, 8

Иркутский

вдоль северо-восточного склона Восточного Саяна от города Нижнеудинск до озера Байкал

7, 5

Канско-

Ачинский

Красноярский край, Кемеровская и Иркутская области

142, 9

Кузнецкий

Кемеровская область между горными массивами Кузнецкого Алатау,

Горной Шории и Салаирским кряжем

110, 8

Минусинский

республика Хакасия

2, 7

Подмосковный

Ленинградская, Новгородская, Тверская, Смоленская, Московская, Калужская, Тульская и Рязанская области

11, 8

Приложение Г

Таблица Г. 1- Рейтинг стран по запасам углеводородного сырья

нефть

запасы,

млрд.

барелей

газ

запасы, млрд. м3

уголь

запасы,

млрд.

тонн

Саудовская

Аравия

264, 3

Россия

207, 7

США

237, 7

Канада

178, 8

Норвегия

98, 85

Россия

193, 3

Иран

138, 4

Канада

94, 67

Китай

114, 5

Ирак

115

Алжир

59, 67

Австралия

76, 4

Кувейт

101, 5

Катар

56, 78

Канада

70, 97

Объединённые

Арабские

Эмираты

(ОАЭ)

97, 8

Нидерланды

55, 59

Индия

60, 6

Венесуэла

79, 14

Индонезия

33, 5

Великобритания

45

Россия

60

Малайзия

31, 03

Г ермания

40, 7

Либия

45

Соединенные

Штаты

30, 35

Украина

33, 9

Нигерия

37, 25

Австралия

22, 3

Казахстан

33, 6

Ангола

25

Нигерия

20, 55

ЮАР

30, 2

США

21, 76

Казахстан

17, 66

 

 

Катар

15, 2

Тринидад и Тобаго

17, 36

 

 

Мексика

14, 7

Узбекистан

15, 0

 

 

Алжир

14, 68

Туркмения

14, 0

 

 

Бразилия

13, 9

Г ермания

12, 64

 

 

Китай

12, 8

Соединенное

Королевство

12, 17

 

 

Казахстан

9

Боливия

11, 79

 

 

Норвегия

7, 7

Оман

10, 89

 

 

Европейский

Союз

7, 07

Ливия

10, 4

 

 

Перспективы развития топливно-энергетического комплекса России