Топливно-энергетический комплекс, его структура и тенденции развития

Перспективными районами газодобычи считаются шельфовые акватории  Арктики и Охотского моря. В  Баренцевом и Карском морях открыты  газовые супергиганты — Ленинградское, Русановское, Штокмановское месторождения.

Для транспортировки газа в России создана Единая система газоснабжения, включающая разрабатываемые месторождения, сеть газопроводов (143 тыс. км), компрессорных  станций, подземных хранилищ и других установок. Действуют крупные системы  газоснабжения: Центральная, Поволжская, Уральская, многониточная система  Сибирь-Центр.

В газовой промышленности России безраздельно господствует РАО “Газпром” — самая крупная в мире газодобывающая структура, одна из важнейших естественных монополий страны, обеспечивающая 94% всей добычи российского газа.

1.3. Нефтяная промышленность

Нефтяная промышленность занимается добычей и транспортировкой нефти, а также добычей попутного газа. Россия располагает довольно большими разведанными запасами нефти (около 8% общемировых — шестое место в мире).

Более всего изучены и  освоены ресурсы Волго-Уральской  нефтегазоносной провинции. Здесь  находятся крупные месторождения: Ромашкинское — в Татарии, Шкаповское и Туймазинское — в Башкирии, Мухановское — в Самарской  обл. и др.

Основные ресурсы  нефти сосредоточены в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. С 1960 г. здесь оконтурены Шаимский, Сургутский и Нижневартовский нефтяные районы, где находятся такие крупные месторождения, как Самотлорское, Усть-Балыкское, Мегионское, Юганское, Холмогорское, Варьегонское и др.

Продолжается формирование Тимано-Печорской нефтяной базы, крупнейшее месторождение — Усинское. Здесь  добывается тяжелая нефть (шахтным  способом) — ценнейшее сырье для  производства низкотемпературных масел, необходимых для работы механизмов в суровых климатических условиях.

Нефть найдена и в других районах России: на Северном Кавказе, в Прикаспийской низменности, на о. Сахалин, в шельфовых зонах  Баренцева, Карского, Охотского, Каспийского  морей.

Добыча нефти сосредоточена  в трех важнейших нефтегазоносных  провинциях, которые вместе дают свыше 9/10 всей российской нефти, в том числе  на Западно-Сибирскую провинцию  приходится более 2/3, на Волго-Уральскую  — около 1/4 суммарной добычи.

Приватизация объектов нефтегазового  комплекса раздробила прежде единую централизованно управляемую государственную  систему. Частные нефтяные компании завладели производственными объектами  и национальным богатством страны —  нефтяными месторождениями и  их запасами. В российском нефтяном комплексе 17 компаний. Среди них  самые крупные — “ЛУКОЙЛ” (18,7% добычи нефти РФ), ТНК (18,5%), “Роснефть” (15,6%), “Сургутнефтегаз” (13,6%) и “Сибнефть” (9,7%).

Продвижение добычи в восточные  районы и на север европейской  части остро ставит проблему транспортировки  нефти. Наиболее эффективным средством  для этого в России являются трубопроводы (см. главу “Транспортный комплекс”). Развитие сети нефтепроводов способствует дальнейшему приближению переработки  нефти к местам потребления нефтепродуктов.

Газоперерабатывающая  промышленность занимается первичной переработкой попутного газа нефтяных месторождений и размещается в крупных центрах нефтедобычи — Сургут, Нежневартовск, Альметьевск, Ухта. Однако самыми мощными центрами газопереработки в России являются центры газоконденсатных месторождений — Оренбург и Астрахань.

Размещение предприятий  нефтеперерабатывающей промышленности зависит от размеров потребления  нефтепродуктов в разных районах, техники  переработки и транспортировки  нефти, территориальных соотношений  между ресурсами и местами  потребления жидкого топлива.

В настоящее время насчитывается 28 нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) общей мощностью 300 млн. т в год. Почти 90% мощностей нефтеперерабатывающей промышленности размещается в европейской части России, что объясняется ее преимущественным тяготением к потребителю: транспортировать сырую нефть по трубопроводам дешевле, чем перевозить нефтепродукты, причем технологический процесс нефтепереработки водоемок, поэтому большая часть НПЗ страны размещены на Волге и ее притоках (Волгоград, Саратов, Нижний Новгород, Ярославль), вдоль трасс и на концах нефтепроводов (Туапсе, Рязань, Москва, Кириши, Омск, Ачинск, Ангарск, Комсомольск-на-Амуре), а также в пунктах с выгодным транспортно-географическим положением (Хабаровск). Значительное количество нефти перерабатывается и в местах ее добычи: Уфа, Салават, Самара, Пермь, Ухта, Краснодар.

1.4. Угольная промышленность

Угольная промышленность занимается добычей и первичной переработкой (обогащением) каменного и бурого угля и является самой крупной отраслью топливной промышленности по численности рабочих и стоимости производственных основных фондов.

Уголь России

Россия располагает разнообразными типами углей — бурыми, каменными, антрацитами — и по запасам занимает одно из ведущих мест в мире. Общие геологические запасы угля составлют 6421 млрд. т, из них кондиционные — 5334 млрд. т. Свыше 2/3 общих запасов приходится на каменные угли. Технологическое топливо — коксующиеся угли — составляют 1/10 от общего количества каменных углей.

Распределение углей по территории страны крайне неравномерно. 95% запасов приходится на восточные регионы, из них более 60% — на Сибирь. Основная часть общегеологических запасов угля сосредоточена в Тунгусском и Ленском бассейнах. По промышленным запасам угля выделяются Канско-Ачинский и Кузнецкий бассейны.

Добыча  угля в России

По объемам добычи угля Россия занимает пятое место в мире (после Китая, США, Индии и Австралии), 3/4 добываемого  угля используется для производства энергии и тепла, 1/4 — в металлургии  и химической промышленности. На экспорт  идет небольшая часть, в основном в Японию и Республику Корея.

Открытая добыча угля в России составляет 2/3 общего объема. Этот способ добычи считается наиболее производительным и дешевым. Однако при этом не учитываются связанные с ним сильные нарушения природы — создание глубоких карьеров и обширных отвалов вскрышных пород. Шахтная добыча дороже и отличается высокой аварийностью, что во многом определяется изношенностью горного оборудования (40% его устарело и требует срочной модернизации).

Угольные  бассейны России

Роль того или иного угольного  бассейна в территориальном разделении труда зависит от качества углей, размера запасов, технико-экономических  показателей добычи, степени подготовленности запасов для промышленной эксплуатации, размеров добычи, особенностей транспортно-географического  положения. По совокупности этих условий  резко выделяются межрайонные угольные базы — Кузнецкий и Канско-Ачинский бассейны, на которые суммарно приходится 70% добычи угля в России, а также Печорский, Донецкий, Иркутско-Черемховский и Южно-Якутский бассейны.

Кузнецкий бассейн, расположенный на юге Западной Сибири в Кемеровской области, является главной угольной базой страны и обеспечивает половину общероссийской добычи угля. Здесь залегает каменный уголь высокого качества, в том числе коксующийся. Почти 12% добычи осуществляется открытым способом. Главными центрами являются Новокузнецк, Кемерово, Прокопьевск, Анжеро-Судженск, Белово, Ленинск-Кузнецкий.

Канско-Ачинский бассейн расположен на юге Восточной Сибири в Красноярском крае вдоль Транссибирской магистрали и дает 12% добычи угля в России. Бурый уголь этого бассейна является самым дешевым в стране, поскольку добыча осуществляется открытым способом. Из-за низкого качества уголь малотранспортабелен и поэтому на базе крупнейших разрезов (Ирша-Бородинского, Назаровского, Березовского) действуют мощные тепловые электростанции.

Печорский бассейн является крупнейшим в европейской части и дает 4% добычи угля в стране. Он удален от важнейших промышленных центров и находится в Заполярье, добыча ведется только шахтным способом. В северной части бассейна (Воркутинское, Воргашорское месторождения) добывают коксующиеся угли, в южной (Интинское месторождение) — преимущественно энергетические. Основными потребителями печорского угля являются Череповецкий металлургический завод, предприятия Северо-Запада, Центра и Центрального Черноземья.

Донецкий бассейн в Ростовской области является восточной частью каменноугольного бассейна, расположенного на Украине. Это один из старейших районов добычи угля. Шахтный способ добычи обусловил высокую себестоимость угля. Добыча угля с каждым годом сокращается и в 2007 г. бассейн дал лишь 2,4% общероссийской добычи.

Иркутско-Черемховский бассейн в Иркутской области обеспечивает низкую себестоимость угля, так как добыча осуществляется открытым способом и дает 3,4% угля в стране. Из-за большой удаленности от крупных потребителей используется на местных электростанциях.

Южно-Якутский бассейн (3,9% общероссийской добычи) находится на Дальнем Востоке. Располагает значительными запасами энергетического и технологического топлива, причем вся добыча ведется открытым способом.

К перспективным угольным бассейнам  относятся Ленский, Тунгусский и  Таймырский, расположенные за Енисеем  к северу от 60-й параллели. Они  занимают обширные пространства в слабоосвоенных и малообжитых районах Восточной  Сибири и Дальнего Востока.

Параллельно с созданием угольных баз межрайонного значения шло широкое  освоение местных угольных бассейнов, что дало возможность приблизить добычу угля к районам его потребления. При этом в западных регионах России добыча угля сокращается (Подмосковный бассейн), а в восточных — резко  возрастает (месторождения Новосибирской  области, Забайкальского края, Приморья.

Глава 2. Тенденции развития топливно-энергетического комплекса

Отрасли топливно-энергетического комплекса (ТЭК) относятся к капиталоемким отраслям. В промышленно развитых странах, где представлены все его отрасли, обычно основные капиталовложения в пределах до 85% приходятся на нефтегазодобывающую промышленность и электроэнергетику (примерно в равных долях) и до 15% – на нефтепереработку и угольную промышленность. Значительное влияние на инвестиционный процесс в ТЭК в целом оказывают инвестиции в нефтяную промышленность. 
Циклический характер развития деловой активности в нефтяной промышленности связан с тем, что решения об увеличении капиталовложений в нефтяную промышленность принимаются в тот период, когда на рынках отмечается нехватка нефти, сопровождающаяся ростом цен и прибыли. Обычно в этот период все участники нефтяного бизнеса, включая финансовые структуры, стремятся оживить инвестиционный процесс в этой отрасли, а отдача от этих капиталовложений в виде увеличения объемов добычи начинает сказываться примерно через 10 лет. На рынках нефти появляется избыток предложения нефти над спросом, цены начинают снижаться, что также сопровождается уменьшением объема инвестиций до тех пор, пока исчезнет избыток нефти. Этот период также продолжается около 10 лет. За последние 100 лет таких циклов было пять с протяженностью каждого от 20 до 22 лет, причем эти циклы не обязательно совпадали с циклами развития всей экономики. 
     Последний пик этого цикла пришелся на 1981-1982 гг., когда цены на нефть и размеры капиталовложений в отрасль достигли максимального уровня. После этого началось снижение цен и капиталовложений. Перелом наступил в конце 90-х годов и, по оценкам, продолжится до 2010 г. В этот период будет наблюдаться некоторый рост цен на нефть и соответственно оживятся капиталовложения. 
В соответствии с циклическим характером развития нефтяной промышленности происходили и изменения капиталовложений не только в эту отрасль, но и в целом в ТЭК. 
     Например, за прошедшее десятилетие общие объемы капиталовложений в разведку и добычу нефти в мире составили около 1 трлн. долл., или примерно около 100 млрд. долл. в год, причем в начале 80-х годов ежегодные объемы капиталовложений достигали 115 млрд. долл., к началу 90-х годов снизились до 60-65 млрд. долл. По прогнозам в 2005 г. их объемы вряд ли превысят 115 млрд. долл. в год. 
     Вслед за нефтегазодобывающей промышленностью в предстоящее десятилетие крупные инвестиции, соразмерные с инвестициями в нефтегазовую промышленность, будут вложены в электроэнергетику. Инвестиции в развитие электроэнергетики менее подвержены таким циклическим изменениям, как в нефтяную промышленность. Ежегодные капиталовложения в эту отрасль будут находиться (с некоторыми колебаниями в ту или иную сторону) в пределах 100 млрд. долл. в год. 
     В перспективе до 2015 г., по прогнозам специалистов, среднегодовые темпы прироста выработки электроэнергии в мире составят около 2,7%, однако наметились значительные различия как в темпах развития электроэнергетики в промышленно развитых и развивающихся странах, так и в соотношениях использования различных видов топлива для выработки электроэнергии. 
В промышленно развитых странах темпы прироста выработки электроэнергии прогнозируются несколько ниже среднемирового уровня и составят около 2%. Наибольший рост установленной мощности произойдет на электростанциях, работающих на газе (ежегодный прирост до 4,9%), в то время как среднегодовой прирост мощности электростанций, работающих на угле, составит около 1,3% в год. Электростанции, работающие на газе, требуют меньших капиталовложений на единицу вводимой мощности, имеют более быстрые сроки строительства, при этом уменьшается отрицательное воздействие отраслей ТЭК на состояние окружающей среды и особенно на возможность глобального изменения климата. Газ, как известно, является наиболее экологически чистым видом органического топлива, ресурсная база газодобычи на ближайшие десятилетия не вызывает особых опасений. 
В развивающихся странах основные потребности в электроэнергии будут, видимо, удовлетворяться путем наращивания строительства тепловых электростанций на угле. Это связано прежде всего с тем, что многие из этих стран обладают его большими запасами, а развитие атомной и гидроэнергетики сдерживается отсутствием возможности инвестировать в строительство дорогостоящих АЭС и ГЭС. Из-за отсутствия эффективных технологий сжигания угля на электростанциях в этих странах загрязнение атмосферы будет увеличиваться с ростом объемов его использования. Это в какой-то степени относится и к промышленно развитым странам. Поэтому во многих из них при поддержке государства ведутся разработки по созданию «технологий чистого угля». Освоение таких технологий и их передача в последующем в развивающиеся страны может помимо резкого снижения загрязнения окружающей среды проложить дорогу более широкому применению угля в электроэнергетике взамен более ограниченных запасов нефти и газа. 
     В долгосрочной перспективе в промышленно развитых странах ожидается весьма незначительный прирост собственного производства первичных энергоресурсов (ПЭР). В результате этого при наметившейся устойчивой тенденции снижения в этих странах добычи нефти зависимость этих стран от ввоза ПЭР из третьих стран будет возрастать. 
В структуре потребления ПЭР за нефтью, очевидно, сохранится первое место не только до 2015 г., но и на многие годы вперед за пределами этого периода.

Однако доля нефти в  общем объеме потребления ПЭР  будет постепенно снижаться. Более  быстрыми темпами будет расти  потребление природного газа. К 2015 г. в структуре потребления ПЭР газ, по оценкам, выйдет на второе место, оттеснив уголь на третье. Несмотря на эти изменения в структуре потребления, львиная доля сохранится за ПЭР органического происхождения (более 92%). 
     Доля электроэнергии АЭС, ГЭС и других источников энергии в общем потреблении ПЭР промышленно развитых стран к 2015 г. возрастет до 7,4% по сравнению с 6,5% в 1990 г. При этом темпы прироста использования энергии АЭС составят не более 0,9-1% в год, в то время как от ГЭС и возобновляемых источников энергии превысят 3% в год. 
     В свете изменений в структуре потребления ПЭР в экономике промышленно развитых стран долгосрочные перспективы развития НТП в отраслях ТЭК прежде всего связаны с этими сдвигами. 
В нефтяной и газовой промышленности основные направления НИОКР в долгосрочной перспективе следующие: 
¦ в области разведки на нефть и газ – совершенствование методов трехмерной сейсмической разведки в труднодоступных регионах мира со сложным геологическим строением» 
¦ в области бурения – совершенствование проводки горизонтальных скважин, широкое использование которых позволяет повысить эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений. 
В нефтеперерабатывающей промышленности основные усилия будут направлены на совершенствование вторичных процессов с целью увеличения выхода светлых нефтепродуктов, в том числе неэтилированного бензина с высоким октановым числом и других высококачественных продуктов с целью уменьшения загрязнения окружающей среды вредными выбросами. Одновременно будут вестись исследования по замещению нефтепродуктов альтернативными видами топлива, в основном на транспорте (сжатым природным газом, электроэнергией, спиртами из природного газа, биомассой и т.д.). 
 
АЭС (атомные электростанции) 
     Все более важным источником топливно-энергетических ресурсов становится атомная энергия. 
     В настоящее время в мире действует около 140 атомных реакторов. Их доля в общем объеме производства электроэнергии в мире в течение 80-х и 90-х годов XX столетия оставалась на уровне 10-11%, а удельный вес в потреблении ядерного топлива к началу 1996 г. составлял 7,3%. 
Фирмы, занятые в атомном машиностроении, не ожидают значительного увеличения притока заказов на оборудование для новых атомных электростанций (АЭС) – по крайней мере в ближайшие 10 лет. 
Нехватка средств, обусловленная чрезвычайно малым притоком заказов после аварии на Чернобыльской АЭС, заставляет сейчас производителей атомного энергетического оборудования работать в режиме строжайшей экономии и постоянного наращивания эффективности операций. Современная ситуация сильно отличается от 70-х годов, когда мощности атомной промышленности мира были полностью загружены. 
     В Северной Америке и Западной Европе приток заказов на новые АЭС практически равен нулю. Такое же положение сложилось со строительством новых АЭС и в России. При этом существует значительная потребность в модернизации существующих станций, в том числе и в странах Восточной Европы.  
     Только в Восточной Азии, в частности в Республике Корея, Китае и Тайване, ощущается действительная заинтересованность в строительстве новых АЭС, но разработка соответствующих проектов требует много времени и часто затягивается по причине возрастающего давления со стороны защитников окружающей среды. 
     В целом зависимость энергетики ряда стран мира от атомных электростанций весьма значительна. Так, в 1995 г. доля АЭС в общей выработке электроэнергии составила (в %): в Литве – 76,4, Франции – 75,3, Бельгии – 55,8, Швеции – 51,1, Словакии – 49,1, Болгарии.– 45,6, Венгрии – 43,7, Словении, Швейцарии, Республике Корея, Испании – в среднем 34,0, Японии – 30,7, ФРГ – 29,3, Великобритании – 25,8, США – 22,0, России – 11,4. Себестоимость электроэнергии АЭС на 20% ниже, чем на ТЭС, работающих на угле, и в 2,5 раза ниже, чем работающих на мазуте, а удельные капитальные вложения вдвое выше (в США около 1000 долл. на 1 кВт). К концу XX в., по некоторым расчетам, доля электроэнергии, вырабатываемой на атомных электростанциях, составит 15%, а к 2020-2030 гг. – 30%, что потребует значительного увеличения добычи урана. 
Потребности в уране, согласно расчетам, к 2000 г. достигнут 135 тыс. т, а на весь период до 2000 г. понадобится 1,8 млн. т урана. Запасы урана разделяются на две категории в зависимости от цены на 1 кг концентрата U3O8 – до 66 долл. и от 66 до 110 долл. Для сравнения отметим, что средняя цена, которую потребители уплачивали в 1977 г., по данным долгосрочных контрактов, составляла 38-45 долл. за 1 кг, а максимальная цена в конце 1977 г. доходила до 95 долл. Общие запасы урана в развитых странах Запада и развивающихся странах превышают 4 млн. т; достоверные запасы первой категории – 1650 тыс. и второй – 540 тыс. т; предполагаемые запасы первой категории – 1510 тыс., а второй – 590 тыс. т. Наибольшими запасами обладают США, Канада, ЮАР, Австралия, Франция. 
Но этим источники получения уранового концентрата не ограничиваются. Значительные количества урана находятся в отвалах заводов по производству обогащенного урана. Современная технология позволяет довести их до 0,1%, а в перспективе, возможно, снизить почти до нуля (с применением лазерной технологии). Можно считать, что до конца первых десятилетий текущего века запасов урана хватит, особенно если учесть возможность широкого использования реакторов-размножителей и применения в качестве атомного топлива плутония.