Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
ТЕМА 11. Топливно-энергетический комплекс
Нефтяной подкомплекс. Газовый подкомплекс. Угольный подкомплекс. Электроэнергетический подкомплекс.
Функционирование товарного рынка в России во многом обя зано топливно-энергетическому комплексу (ТЭК). В российской рыночной экономике ТЭК выполняет двоякую роль: полностью обеспечивает работу всех элементов инфраструктуры товарного рынка, его составляющие являются товарами как для внутрен него, так и для внешнего рынка. Реализация этих товаров обес печивает около половины валютных поступлений страны.
Топливно-энергетическому комплексу придается особое значение в эффективном развитии всех отраслей хозяйства, эконо мическом и политическом взаимодействии России с мировым сообществом, решении внутренних социальных и экологических проблем. В перспективе роль ТЭК будет возрастать, поскольку существенно усиливается присутствие энергетического фактора в экономической политике страны.
В настоящее время топливно-энергетический комплекс России в целом удовлетворительно обеспечивает потребности национального хозяйства, в том числе товарного рынка, в топливе и электроэнергии, хотя требуется срочное решение ряда про блем социального, экономического и экологического характера.
Структура топливно-энергетического комплекса России та кова.
Однако нестабильность российской экономики повышает ее чувствительность к недопоставкам энергоресурсов, нечеткой нормативной, ценовой, тарифной, налоговой, инвестиционной, экспортно-импортной политике в энергетике, несогласованности интересов ТЭК и национального хозяйства, неадекватности управ ляющих воздействий. Существенная особенность ТЭК России состоит в том, что наряду с обеспечением нужд страны в топливе и электроэнергии около 30% производимых энергоресурсов экспортируется во многие страны мира.
11.1. Нефтяной подкомплекс
Предприятия нефтяного подкомплекса решают задачи обеспече ния стабильного функционирования многих отраслей народного хозяйства и экономики в целом.
Начиная с 1998 г. нефтегазовый комплекс являлся одним из локомотивов экономического роста в стране, обеспечивая при этом значительную часть поступлений в бюджетную систему Российской Федерации. Доля нефтегазового комплекса в налоговых поступлениях в бюджетную систему Российской Федерации в 2008 году составила 47,5%. Доля нефтегазового комплекса во всех таможенных платежах превышает 85%, а в суммарном объеме НДПИ – 90%.
В состав нефтяной промышленности России входят нефтедобывающие предприятия, нефтеперерабатывающие заводы и предприятия по транспортировке и сбыту нефти и нефтепродуктов. В отрасли действуют 41 крупных нефтеперерабатывающих заводов, мини-НПЗ и заводы по производству масел. Протяженность магистральных нефтепроводов составляет около 50 тыс.км и нефтепродуктопроводов - 19,3 тыс. км.
Структуру отрасли составляют 9 крупных вертикально интегрированных нефтяных компаний. Наиболее мощными из них являются нефтяные компании "Роснефть", "Лукойл", "Сургутнефтегаз", "ТНК-ВР" и "Газпром-нефть". Транспортировка нефти и нефтепродуктов осуществляется предприятиями акционерных компаний "Транснефть" и "Транснефтепродукт".
В обозримом будущем нефть будет важнейшим энергоресурсом, способствующим экономической и социально-политической стабильности любого государства. На долю России приходится более 12% мировых запасов (второе место после Саудовской Аравии), 11% мировой добычи, 7% мирового экспорта. Экспорт ные поставки осуществляются в основном по трубопроводам из-за ограниченности более дешевых морских поставок.
Добыча нефти в России существенно не увеличивается, а в структуре производства топливно-энергетических ресурсов ее доля снижается в пользу природного газа, угля и прочих энерго ресурсов. Причин этого несколько. В частности, наблюдается сокращение объемов эксплуатационного и разведочного бурения (за последнее время, по существу, не открыто ни одного круп ного высокопродуктивного нефтяного месторождения); значи тельно снизились запасы нефти в высокопроизводительных ме сторождениях; возросла обводненность их продукции; увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов; все шире вовлекаются в разработку менее экономичные низкопродуктивные месторож дения; медленно вводятся принципиально новые технологии с использованием высокопроизводительного оборудования, в ре зультате чего из нефтяных пластов извлекается не более 1/3 со держащейся в них нефти.
Нефтяное хозяйство России разделено между несколькими интегрированными компаниями, осуществляющими полный про изводственно-хозяйственный цикл - от геологоразведки до бензо колонки: АО «ЛУКОЙЛ», ОАО НК «ЮКОС», АО НК «Роснефть», ОАО НК «Славнефть», ОАО «Норси-Ойл», ОАО «Оренбург-нефть», ОАО «Башнефть», ОАО «Татнефть», ОАО «Тюменская нефтяная компания» и др.
«Роснефть» стала одной из последних вертикально интегрированных нефтяных акционерных компаний, которые возникли в результате крупномасштабной приватизации российской нефтяной отрасли после распада Советского Союза.
Компания «Роснефть» была создана в 1993 году как государственное предприятие. Она стала преемником компании «Роснефтегаз», которая, в свою очередь, возникла двумя годами ранее на месте упраздненного Министерства нефтяной и газовой промышленности СССР.
В 1995 году российское Правительство своим постановлением преобразовало «Роснефть» в акционерное общество открытого типа.
В 1995—1998 гг. в «Роснефти» постоянно менялось руководство, в результате чего ее активы оказались фактически без управления. Этот период в истории Компании отмечен спадом нефтедобычи, а объем переработки нефти снизился в те годы до одной трети от производственной мощности.
Чтобы помочь «Роснефти» вновь стать одним из ключевых игроков на российском энергетическом рынке, Правительство России в октябре 1998 года приняло решение укрепить руководство Компании. Именно тогда «Роснефть» возглавил ее нынешний президент Сергей Михайлович Богданчиков.
Новая команда менеджеров во главе с Сергеем Богданчиковым незамедлительно приступила к реализации смелых планов, которые в итоге вывели Компанию из кризиса.
Уже к 2000 году «Роснефть» снова стала прибыльной. С того же года начался новый период роста Компании. Ежегодный средний прирост объема добычи нефти стал превышать 11%.
Совершенствование управления, консолидация уже имеющихся и приобретение новых активов, укрепление финансовой дисциплины, научно-техническая интеграция — все это привело к значительному повышению эффективности использования ресурсов и позволило перейти к программе роста и расширения производства. За четыре года «Роснефть» резко увеличила добычу нефти с 98,56 млн. баррелей (13,47 млн. тонн) в 2000 году до 148,26 млн. баррелей (20,27 млн. тонн) в 2004 году.
В 2001 году Компания становится официальным представителем России в проектах СРП (Соглашение о разделе продукции). В 2002 году «Роснефть» расширила свою международную деятельность за счет участия в проектах на территории Алжира. В 2003 году Компания начала добычу нефти на Адайском блоке в районе Каспийского моря (на территории западного Казахстана), а в 2005 году стала участником СРП по разработке структуры Курмангазы (на каспийском шельфе Казахстана).
«Роснефть» последовательно реализует стратегию приобретения новых активов на территории России, обращая особое внимание на геологические характеристики месторождений и эффективность транспортировки продукции.
В числе ключевых активов, приобретенных в последние годы, были «Селькупнефтегаз» (2000 год), компания «Северная Нефть» (2003 год), Венинский блок на Сахалине-3 (2003 год) и «Англо-Сибирская нефтяная компания» — обладатель лицензии на разработку Ванкорского месторождения в Восточной Сибири (2003 год).
В декабре 2004 года Компания приобрела контрольный пакет акций «Юганскнефтегаза», одного из крупнейших нефтедобывающих предприятий России. Приобретение этого актива, а также значительный рост собственного производства обеспечили дальнейшее развитие «Роснефти». В результате в 2005 году она стала вторым крупнейшим российским производителем нефти и газа со среднесуточной добычей 1,69 миллиона баррелей нефтяного эквивалента.
В начале 2005 года «Роснефть» купила на аукционе лицензию на Воргамусюрский участок, расположенный в Тимано-Печорской нефтеносной области. Это обеспечит дальнейший рост компании «Северная Нефть», производственные мощности которой находятся всего в 80 километрах от этого месторождения.
В конце 2005 года «Роснефть» объявила о приобретении 25,94% акций компании «Верхнечонскнефтегаз». Позднее, в дополнение к этой покупке, была приобретена лицензия на поисково-разведочные работы на Восточно-Сугдинском месторождении. Новые приобретения помогут «Роснефти» приблизиться к поставленной цели: превратить Восточную Сибирь в одну из самых современных производственных баз по добыче нефти и газа в стране.
В апреле 2006 года «Роснефть» объявила о планах по консолидации 12 дочерних компаний, занимающихся разведкой и добычей нефти, а также переработкой и сбытом нефти и нефтепродуктов. Программа консолидации завершилась в октябре того же года и повысила эффективность управления и прозрачность Компании.
В июле 2006 года «Роснефть» провела одно из крупнейших и самых успешных IPO в истории мирового финансового рынка, разместив почти 15 процентов своих акций на биржах Лондона и Москвы. Это позволило Компании привлечь 10,7 миллиарда долларов США.
В 2007 г. «Роснефть» приобрела крупные добывающие активы в различных регионах России (Самаранефтегаз, Восточно-Сибирская нефтегазовая компания, 50%-ая доля в Томскнефти), совокупные доказанные запасы углеводородов которых составляют порядка 1,5 млрд. барр. н. э., а объем добычи нефти превышает 15 млн. т в год. Кроме того, были приобретены пять крупных НПЗ (Куйбышевский, Новокуйбышевский, Сызранский, Ангарский и Ачинский), что позволило Компании увеличить суммарные нефтеперерабатывающие мощности до более чем 55 млн. т в год. «Роснефть» также существенно расширила свою розничную сеть — количество АЗС возросло в 2,5 раза до 1,7 тыс. шт.
Благодаря новым приобретениям и впечатляющему органическому росту в 2007 г. «Роснефть» продемонстрировала наилучшие операционные и финансовые результаты за всю историю своего существования. Компания стала лидером российской нефтяной отрасли по объемам добычи нефти, обеспечив более 20% российской добычи, а также вышла на первое место по суммарным мощностям переработки нефти. Кроме того, Компании теперь принадлежит вторая по величине национальная сеть автозаправочных станций.
ЛУКОЙЛ - одна из крупнейших международных вертикально интегрированных нефтегазовых компаний. Основными видами деятельности Компании являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и нефтехимической продукции, а также сбыт произведенной продукции. Основная часть деятельности Компании в секторе разведки и добычи осуществляется на территории Российской Федерации, основной ресурсной базой является Западная Сибирь. ЛУКОЙЛ владеет современными нефтеперерабатывающими, газоперерабатывающими и нефтехимическими заводами, расположенными в России, Восточной Европе и странах ближнего зарубежья. Основная часть продукции Компании реализуется на международном рынке. ЛУКОЙЛ занимается сбытом нефтепродуктов в России, Восточной и Западной Европе, странах ближнего зарубежья и США.
ЛУКОЙЛ является второй крупнейшей частной нефтегазовой компанией в мире по размеру доказанных запасов углеводородов. Доля Компании в общемировых запасах нефти составляет около 1,3%, в общемировой добыче нефти - около 2,3%. Компания играет ключевую роль в энергетическом секторе России, на ее долю приходится почти 19% общероссийской добычи и переработки нефти.
По состоянию на начало 2008 года доказанные запасы нефти Компании составляли 15 715 млн барр., газа – 27 921 млрд фут3, что в совокупности составляет 20 369 млн барр. н.э.
В секторе разведки и добычи ЛУКОЙЛ располагает качественным диверсифицированным портфелем активов. Основным регионом нефтедобычи Компании является Западная Сибирь. ЛУКОЙЛ также реализует проекты по разведке и добыче нефти и газа за пределами России: в Казахстане, Египте, Азербайджане, Узбекистане, Саудовской Аравии, Колумбии, Венесуэле, Кот-д’Ивуаре, Гане, Ираке.
В 2005 году с введением в эксплуатацию Находкинского месторождения Компания начала реализацию газовой программы, в соответствии с которой добыча газа будет расти ускоренными темпами. Ресурсной базой для реализации этой программы являются месторождения Большехетской впадины, Каспийского моря и Центрально-Астраханское месторождение в России, а также международные газовые проекты: Кандым – Хаузак – Шады в Узбекистане (на котором в 2007 году была начата добыча) и Шах-Дениз в Азербайджане.
ЛУКОЙЛ владеет нефтеперерабатывающими мощностями в России и за рубежом. В России Компании принадлежат четыре крупных НПЗ - в Перми, Волгограде, Ухте и Нижнем Новгороде, и два мини-НПЗ. Совокупная мощность российских НПЗ составляет 44,5 млн т/год нефти. Зарубежные НПЗ Компании расположены на Украине, в Болгарии и Румынии, их совокупная мощность составляет 14,0 млн т/год нефти. В 2007 году на собственных заводах Компании было переработано 52,16 млн т нефти, в том числе на российских – 42,55 млн т.
По состоянию на начало 2008 года сбытовая сеть Компании охватывала 24 страны мира, включая Россию, страны ближнего зарубежья и государства Европы (Азербайджан, Беларусь, Грузия, Молдова, Украина, Болгария, Венгрия, Финляндия, Эстония, Латвия, Литва, Польша, Сербия, Черногория, Румыния, Македония, Кипр, Турция, Бельгия, Люксембург, Чехия, Словакия), а также США, и насчитывает 197 объектов нефтебазового хозяйства с общей резервуарной емкостью 3,11 млн м3 и 6 090 автозаправочных станций (включая франчайзинговые).
ТНК-ВР является одной из ведущих нефтяных компаний России и входит в десятку крупнейших частных нефтяных компаний в мире по объемам добычи нефти. Компания была образована в 2003 году в результате слияния нефтяных и газовых активов компании ВР в России и нефтегазовых активов консорциума Альфа, Аксесс/Ренова (ААР). ВР и ААР владеют компанией ТНК-ВР на паритетной основе. Акционерам ТНК-ВР также принадлежит около 50% акций компании «Славнефть».
ТНК-ВР – вертикально интегрированная нефтяная компания, в портфеле которой ряд добывающих, перерабатывающих и сбытовых предприятий в России и Украине. Добывающие активы компании расположены, в основном, в Западной Сибири (Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа, Тюменская область), Восточной Сибири (Иркутская область) и Волго-Уральском регионе (Оренбургская область). В 2008 году добыча компании (с учетом доли в Славнефти) составила 1,85 млн барр. н.э. в сутки.
Независимый аудит запасов, проведенный компанией DeGolyer and MacNaughton подтвердил, что по состоянию на 31 декабря 2008 года совокупные доказанные запасы ТНК-ВР составили 10,252 млрд барр. н. э. по критериям PRMS (бывшие SPE). Коэффициент замещения запасов составил 146%. По методике SEC без учета срока действия лицензий, совокупные доказанные запасы ТНК-ВР составили 8,112 млрд барр. н. э. Коэффициент замещения запасов составил 82%.
Основные перерабатывающие активы компании расположены в Рязани, Саратове, Нижневартовске и Лисичанске (Украина). Перерабатывающие мощности ТНК-ВР составляют 675 000 барр./сут.
Розничная сеть компании включает порядка 1 400 заправочных станций в России и Украине, работающих под брендами ТНК и ВР. Компания является ключевым поставщиком на розничный рынок Москвы и лидирует на рынке Украины.
Аппарат управления компании, которым руководит команда менеджеров с опытом работы в более чем 50 странах мира, расположен в Москве. Мощная комбинация лучших международных и российских кадров обеспечивает внедрение технологий мирового класса, международных стандартов производственной деятельности, корпоративного управления и охраны труда и экологической безопасности.
Персонал ТНК-ВР численностью около 64 000 человек работает, в основном, в восьми крупнейших регионах России и Украины.
Открытое акционерное общество “Сургутнефтегаз” – одна из крупнейших российских нефтяных компаний.
Сфера деятельности компании охватывает разведку, обустройство и разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу и реализацию нефти и газа, производство и сбыт нефтепродуктов и продуктов нефтехимии.
“Сургутнефтегаз” отличает стабильная динамика роста, основанная на высоких темпах роста производства и постоянном наращивании сырьевого потенциала. Гибкая долгосрочная стратегия развития компании основана на многолетнем опыте и использовании новейших технологий.
Территория по среднему течению реки Оби, в районе города Сургута, в середине шестидесятых годов стала одним из первых районов добычи нефти и газа в Западной Сибири. В 1993 году на базе имущественного комплекса производственного объединения “Сургутнефтегаз” было основано одноименное акционерное общество.
В настоящее время более чем 50 подразделений ОАО “Сургутнефтегаз” выполняют полный комплекс работ по разведке, обустройству и разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений, добыче и реализации нефти и газа.
Согласно независимой оценке, проведенной по международным стандартам, извлекаемые запасы нефти и газа ОАО “Сургутнефтегаз” составляют около 2,5 миллиардов тонн нефтяного эквивалента. Пополнение сырьевой базы происходит за счет приобретения новых перспективных участков и проведения геологоразведочных работ на месторождениях.
Доля “Сургутнефтегаза” в российской нефтедобыче за последние несколько лет возросла с 11% до 13%. При этом “Сургутнефтегаз” первым из российских компаний преодолел отраслевой спад конца 80-х – начала 90-х годов и начал наращивать объемы добычи нефти.
Рост производства в ОАО “Сургутнефтегаз” обеспечен прежде всего значительными капиталовложениями. Активная инвестиционная политика компании позволяет поддерживать самые высокие в России объемы поисково-разведочного и эксплуатационного бурения, а также ввода в строй новых скважин, занимать лидирующие позиции в области применения передовых методов повышения нефтеотдачи пластов.
Благодаря новейшим, в том числе уникальным собственным технологиям, компания имеет возможность постоянно повышать эффективность эксплуатации действующих месторождений, а также вводить в эксплуатацию недоступные при обычных технологиях запасы углеводородов. Например, в ОАО “Сургутнефтегаз” разработана технологическая схема разработки сложнопостроенных залежей системой горизонтальных скважин, и начиная с 1996 года, ежегодно строится около 90 горизонтальных скважин, дебит которых в 4-5 раз превышает дебит пробуренных по обычной методике.
Специалисты компании активно применяют методы повышения нефтеотдачи пластов. На предприятии применяется около 30 таких технологий. Например, успешность гидроразрыва пластов составляет 99% - это один из лучших показателей в отрасли, при этом в год производится более двухсот подобных операций.
“Сургутнефтегаз” добывает более 10 миллиардов кубометров газа в год, что составляет около трети газа, производимого российскими нефтяными компаниями. Причем, компания не просто добывает газ в качестве сырья, но и подготавливает его до товарной продукции, соответствующей требованиям государственных стандартов. Уровень использования попутного нефтяного газа - самый высокий в отрасли, и этот показатель год от года растет за счет введения новых мощностей по утилизации газа.
В перспективе, компания имеет возможность нарастить добычу газа до 22 млрд куб. м в год. Газ, добываемый на месторождениях “Сургутнефтегаза”, по содержанию метана (94-96%) незначительно отличается от природного газа, где содержание метана составляет 98%. Такие характеристики добываемого газа, в перспективе, позволяют поставлять его в магистральные газопроводы, а также увеличить поставки газа на электростанции, в том числе и на собственные, создаваемые для обслуживания отдаленных нефтепромыслов.
Сектор нефтепереработки ОАО “Сургутнефтегаз” представлен заводом в городе Кириши Ленинградской области – ООО “ПО “Киришинефтеоргсинтез”.
Строительство Киришского завода началось в 1961 году, в декабре 1965 года на НПЗ поступила первая нефть, в марте 1966 года завод выдал первую продукцию и уже в 1972 году по объему переработки вошел в пятерку крупнейших заводов страны. Установленная мощность первичной переработки нефти составляет 17,3 миллиона тонн в год.
Введенный в эксплуатацию как завод исключительно топливного профиля, “Киришинефтеоргсинтез” уже с 1974 года начал осваивать процессы нефтехимического направления, и сегодня уже более трети номенклатуры основной продукции составляют продукты нефтехимии.
“Киришинефтеоргсинтез” выпускает продукцию 40 наименований, причем около 60% товарной номенклатуры соответствует международным стандартам. На заводе используется гибкая схема переработки нефти и промежуточных продуктов, что позволяет быстро реагировать на изменения качества сырья и реагентов, эффективно использовать нефтяное сырье. Например, подразделение “Киришинефтеоргсинтез” - завод “Изофлекс” - является первым в России и крупнейшим на территории СНГ предприятием по выпуску битумно-полимерных наплавляемых материалов для кровельных и гидроизоляционных работ.
В 1996 году “Киришинефтеоргсинтез” ввел в эксплуатацию комплекс по производству линейного алкилбензола (ЛАБ-ЛАБС) - основы для синтетических моющих средств с биоразлагаемостью 95%. Этот продукт поставляется практически всем российским производителям синтетических моющих средств.
Перспективы развития завода связаны со строительством комплекса глубокой переработки нефти, который позволит увеличить глубину переработки до 96%. Это обеспечит возможность получения светлых нефтепродуктов, отвечающих мировым стандартам. Кроме того, универсальность технологии комплекса глубокой переработки нефти позволит изменять ассортимент выпускаемой продукции в зависимости от спроса на рынке сбыта нефтепродуктов.
Третьей важнейшей сферой деятельности ОАО “Сургутнефтегаз”, наряду с добычей нефти и газа и переработкой нефти, является реализация нефтепродуктов. Сбытовые предприятия компании - “Псковнефтепродукт”, “Калининграднефтепродукт”, “Тверьнефтепродукт” и “Новгороднефтепродукт” - расположены на северо-западе России. Эти предприятия унаследовали традиционную сеть реализации горюче-смазочных материалов. В настоящее время эти предприятия остаются крупнейшими операторами местных рынков нефтепродуктов.
Сбытовой сектор “Сургутнефтегаза” располагает более чем 300 авто- и газозаправочными станциями, 32 нефтебазами и 24 нефтескладами. Автозаправочные станции расположены на крупных международных трассах, оснащены многопродуктовыми топливораздаточными колонками и международными стандартами сервиса.
Север-Запад России - это регион традиционно высокоразвитой крупной промышленности и сельского хозяйства, а также крупный транспортный узел, что обеспечивает устойчивый и растущий спрос на нефтепродукты.
“Сургутнефтегаз” ведет работу по развитию сбытового сектора по четырем основным направлениям, это - реконструкция действующей сети автозаправочных станций и нефтебаз в соответствии с мировыми стандартами; расширение сбытовой сети; совершенствование имеющихся и разработка новых схем оптовой продажи и экспорта нефтепродуктов; совершенствование ассортимента реализуемой продукции. В среднесрочной перспективе ОАО «Сургутнефтегаз» планирует построить и реконструировать около 200 автозаправочных станций.
Технологическая политика “Сургутнефтегаза” направлена на увеличение производственных мощностей, обновление фондов, снижение затрат на добычу и переработку нефти. Специалисты компании проводят тщательную работу по изучению и конкурсному отбору лучших предложений рынка техники и технологий, учитывая технический уровень, качество, цену, совместимость с имеющимися технологиями и экологическую безопасность.
Кроме того, “Сургутнефтегаз” располагает серьезной собственной научно-исследовательской и проектной базой. Подразделение компании -“СургутНИПИнефть” специализируется на проведении анализа выработки запасов; уточнении перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа; составлении проектов разработки месторождений. Институт осуществляет проектно-изыскательские работы по обустройству месторождений; решает проблемы в области геологии и разработки, бурения скважин, добычи нефти и газа; по повышению нефтеотдачи пластов. Ведутся исследования влияния отходов бурения на окружающую среду и разработка способов их сбора и обезвреживания.
На счету специалистов института ряд разработок, не имеющих аналогов в мире. Например, система адаптирующего заводнения, позволившая вовлечь в промышленную разработку забалансовые водо-нефтегазовые залежи с толщиной нефтяной оторочки до 10 метров системой вертикально-наклонных скважин и до 5 метров - с применением горизонтальных добывающих скважин.
Для обеспечения устойчивого развития и безопасности окружающей среды “Сургутнефтегаз” делает ставку на внедрение природо- и ресурсосберегающих малоотходных технологий, позволяющих осуществлять процессы добычи, переработки нефти и сбыта нефтепродуктов по международным стандартам экологической безопасности.
Результатом многолетнего устойчивого финансового положения “Сургутнефтегаз” является возможность уделять достаточное внимание социальным и благотворительным программам: в течение ряда лет оказывается помощь в сохранении и пополнении шедевров Государственной Третьяковской галереи; продолжается тесное сотрудничество с московским Государственным академическим театром им. Евг. Вахтангова и петербургским Академическим Малым театром (г. Санкт-Петербург).
При помощи ОАО «Сургутнефтегаз» построена детская музыкальная школа в г. Сургуте, в которой учатся сотни одаренных детей, многие из них уже успели стать лауреатами региональных и российских конкурсов юных музыкантов.
Компания «Татнефть» – одна из крупнейших в нефтегазовом комплексе России. Основная деятельность компании «Татнефть» осуществляется на территории Российской Федерации. Компания является холдинговой структурой, в состав которой входят нефтегазодобывающие управления, нефтегазоперерабатывающие, нефтехимические предприятия, а также предприятия и сервисные производства, реализующие нефть, продукты нефтегазо-переработки и нефтехимии. Кроме того, Компания участвует в банковской и страховой деятельности. Компании в настоящее время предоставлены лицензии на разработку 77 месторождений, основное из которых - Ромашкинское - является одним из крупнейших в мире. Одновременно «Татнефть» участвует в капитале и управлении рядом ведущих нефтехимических предприятий Республики Татарстан. Реализуя программу стабилизации и восполнения запасов, Компания развивает бизнес-проекты за пределами республики – как на территории Российской Федерации, так и в странах ближнего и дальнего зарубежья, в целом укрепляя сырьевую и нефтеперерабатывающую базы и расширяя рынки сбыта. Ежегодный объем добычи нефти Компанией составляет более 25 миллионов тонн, газа – более 700 миллионов м3. Одним из основных приоритетов Компании является охрана окружающей среды и обеспечение производственной и промышленной безопасности. Важнейшей составляющей деятельности Компании «Татнефть» является совершенствование и разработка новых методов нефтедобычи. Развитие прогрессивных наукоемких технологий, а также увеличение объемов и видов предоставляемых высокотехнологичных производственных услуг укрепляет инновационный потенциал Компании и обеспечивает одно из значимых конкурентных преимуществ ОАО «Татнефть» в отрасли.
Сегодня «Газпром нефть» - одна из крупнейших нефтегазовых компаний России. Основные направления деятельности «Газпром нефти» - это добыча нефти и газа, нефтегазовый промысловый сервис, нефтепереработка и маркетинг нефтепродуктов. Доказанные запасы нефти компании превышают 4 миллиарда баррелей, что ставит ее в один ряд с двадцатью крупнейшими нефтяными компаниями мира.
«Газпром нефть» осуществляет свою деятельность в крупнейших нефтегазоносных регионах России: ХМАО, ЯНАО, Томской и Омской областях, а также в Чукотском АО. Основные перерабатывающие мощности компании находятся в Омской, Московской и Ярославской областях. Сеть сбытовых предприятий «Газпром нефти» охватывает всю страну.
«Газпром нефть» сегодня – одна из самых быстрорастущих нефтяных компаний страны.
История компании
Начало девяностых годов в России – время активных преобразований в экономике. Именно в этот период значительные изменения коснулись топливно-энергетического комплекса страны, началось бурное развитие нефтегазовой отрасли.
Компания «Газпром нефть» (первоначально – «Сибнефть») была основана в 1995 году, в соответствии с указом Президента РФ Бориса Ельцина № 872 от 24 августа. Холдингу были переданы государственные пакеты акций крупнейших нефтяных предприятий страны ОАО «Ноябрьскнефтегаз», Омского нефтеперерабатывающего завода, ОАО «Ноябрьскнефтегазгеофизика» и сбытового предприятия ОАО «Омскнефтепродукт».
В дальнейшем, в связи с развитием рыночной экономики, правительством РФ был разработан план приватизации «Сибнефти», который предусматривал продажу 49 % ее акций внешним инвесторам на аукционе и сохранение 51 % акций в собственности федерального правительства до сентября 1998 года. С января 1996 года частные инвесторы приобрели на аукционах 49 % акционерного капитала Сибнефти.
12 мая 1997 года, в рамках правительственной программы «Акции за кредиты», на аукционе по продаже государственной доли «Сибнефти» победила «Финансовая нефтяная компания».
Прежде всего, своей первостепенной задачей руководство «Сибнефти» видело реструктуризацию компании, с целью обеспечить успешную работу в условиях нового рынка.
Была проделана значительная работа по модернизации производства, внедрению современных технологий и перестройке бизнес-процессов. Компания демонстрировала быстрый рост производственных и финансовых показателей. Важным шагом стало приобретение 50% доли ОАО «Славнефть». В последующие годы была значительно расширена география добычи, запущена масштабная программа модернизации перерабатывающих мощностей, расширена сбытовая сеть.
Следующим ключевым для «Сибнефти» этапом развития стал 2005 год, когда главным акционером компании стал «Газпром». С появлением нового имени «Газпром нефть», значительные перемены коснулись стратегии компании и тех целей, которые она ставит перед собой. На первый план вышли перспективы стабильного и долгосрочного развития в рамках крупнейшего энергетического холдинга России, а также вопросы социальной ответственности перед обществом.
В планы компании входит увеличение объема годовой добычи до 80 миллионов тонн к 2020 году. Вместе с наращиванием добычи «Газпром нефть» планирует дальнейшее расширение перерабатывающих и сбытовых мощностей, совершенствуя сеть собственных АЗС и осваивая новые регионы. Наряду с развитием собственного бизнеса, «Газпром нефть» участвует в реализации многих социальных проектов и программ федерального, регионального и международного значения.
Открытое акционерное общество «Нефтегазовая компания «Славнефть»
(ОАО «НГК «Славнефть») учреждено 26 августа 1994 года на основании постановления Правительства Российской Федерации от 8 апреля 1994 года
№ 305 и распоряжения Совета Министров Республики Беларусь от 15 июня 1994 года № 589-р.
Учредителями «Славнефти» стали: Госкомимущество России с первоначальной долей в уставном капитале Компании 86,3% и Мингосимущество Республики Беларусь (7,2 %).
На сегодняшний день уставный капитал «Славнефти» составляет 4754238 руб. и разделен на 4754238000 обыкновенных акций номинальной стоимостью 0,1 коп.
В ноябре 2002 года Правительство Республики Беларусь реализовало принадлежавший республике пакет акций «Славнефти» в размере 10,83%.
18 декабря 2002 года на аукционе в Москве был продан находившийся в российской федеральной собственности пакет акций «Славнефти», составлявший 74,95 % от уставного капитала Компании.
После состоявшейся приватизации НГК «Славнефть» стала полностью частной нефтяной компанией.
Сегодня «Славнефть» входит в десятку крупнейших нефтяных компаний России. Вертикально-интегрированная структура холдинга позволяет обеспечить полный производственный цикл: от разведки месторождений и добычи углеводородных запасов до их переработки. «Славнефть» владеет лицензиями на геологическое изучение недр, разведку и добычу нефти и газа на 39 лицензионных участках на территории Западной Сибири и Красноярского края.
Основным добывающим подразделением Компании является ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Работая на Мегионском, Аганском и ряде других месторождений, общество добывает ежемесячно более 1,65 млн. тонн углеводородного сырья. Ежегодная добыча всех предприятий превышает 20 млн. тонн нефти.
Добытая нефть (за исключением экспортной доли) отправляется на переработку, которая осуществляется ОАО «Славнефть - Ярославнефтеоргсинтез», ОАО «Славнефть-Ярославский НПЗ им. Д.И.Менделеева» и ОАО «Мозырский НПЗ». Нефтеперерабатывающие предприятия Компании обладают значительными производственными мощностями и современным оборудованием, что позволяет выпускать продукцию высокого качества на уровне мировых стандартов.
Получение «Славнефтью» статуса частной компании ознаменовало начало поворотного этапа в развитии. Основными задачами Компании в настоящее время являются реализация новой стратегии в нефтедобыче, продолжение модернизации перерабатывающих мощностей и наращивание переработки, а также реструктуризация бизнеса, создание оптимальной схемы взаимодействия предприятий холдинга, снижение издержек и рост эффективности производства.
ОАО НК «РуссНефть» была создана в сентябре 2002 года.
В течение 2002 -2003 г.г. компания осуществила масштабную консолидацию бизнеса, предусматривающую активное приобретение перспективных добывающих активов. Основной целью стратегии «РуссНефти» на первом этапе являлось создание высокоэффективной, конкурентоспособной структуры, являющейся лидером нефтегазового сообщества России и гарантом благосостояния регионов действия компании.
В течение второго этапа (2004 год) «РуссНефть» осуществила интеграцию собственных и вновь приобретенных дочерних предприятий в единую производственную цепочку. Одновременно компания последовательно и динамично продолжала наращивать ресурсную базу за счет приобретения новых активов. Благодаря эффективному управлению и последовательной реализации стратегии развития ОАО НК «РуссНефть» удалось в течение 2004 года увеличить объем добычи углеводородного сырья в пять раз до 10 млн. тонн и уверенно войти в TOP -10 российских нефтяных компаний.
2005 год подвел черту под решение главной задачи – построение цепи вертикальной интеграции. Он был самым удачным в истории холдинга.
Компания:
- приобрела 2 нефтеперерабатывающих завода;
- увеличила ресурсную базу на 70%;
- ввела в строй нефтеналивной терминал в Брянской области;
- стала лидером на топливном рынке Москвы и Московской области;
- успешно провела дебютный выпуск облигаций.
В 2006 году ОАО НК "РуссНефть" сосредоточила основные усилия на стабилизации уровня добычи нефти и подготовке к интенсивному бурению в 2007 году. Введено в промышленную разработку Нижне-Шапшинское месторождение. Проведена модернизация Орского НПЗ, в результате которой удалось на 30% увеличить объем перерабатываемой нефти. Этого удалось добиться за счет усовершенствования технологии производства бензинов, замены на установке риформинга катализаторов на более современные . В 2006 году на ОНОСе начат выпуск дизельного топлива по стандартам Евро-3. Важным итогом 2006 года стал выход "РуссНефти" на международный рынок. Это стало возможным благодаря подписанию соглашения с ГНКАР о совместной реализации проекта по разработке месторождения Зых-Говсаны в Азербайджане.
В 2007 году компания сохранила свои позиции в первой десятке нефтяных компаний России. В условиях освоения новых месторождений и работы на старых нефтепромыслах «РуссНефти» удалось стабилизировать объем добычи нефти в объеме более 14 млн. тонн в год. При этом среднесуточная добыча составила 39 тыс. тонн. Во многом это стало возможным за счет продуманной стратегии разработки высокопродуктивных новых скважин и применения новых эффективных технологий нефтедобычи в Западной Сибири и активного проведения комплекса геолого-технических мероприятий на зрелых месторождениях компании в Поволжье и Удмуртии.
В переработывающей области холдингу удалось в течение всего 2007 г. осуществить масштабную реконструкцию производственных мощностей и довести годовой объем переработки до 7,4 млн. тонн. Модернизация ряда ключевых установок нефтеперерабатывающих заводов позволит компании уже в текущем году предлагать рынку более конкурентоспособные нефтепродукты европейского качества.
В 2008 г. «РуссНефть» планирует начать выпуск автомобильных бензинов стандарта «Евро-3». Компания активно развивает проекты нефтехимии: минеральные моторные, трансмиссионные масла и смазки под брендом «РуссНефти» востребованы на рынке.
В 2008 году перед компанией стоит задача сохранения текущего уровня объема добычи нефти, ресурсная база холдинга позволяет в перспективе увеличить этот показатель до 18-19 млн. тонн в год. Одновременно компания планирует обеспечить восполнение сырьевой базы до уровня ежегодной добычи, провести ряд программ по геологоразведке с целью уточнения структуры запасов в рамках лицензионных участков, активно внедрять современные методы повышения нефтеотдачи. Особое внимание в 2008 году «РуссНефть» намерена уделять программам бурения. В частности, холдинг планирует осуществить ряд проектов горизонтального бурения, которые существенно улучшит показатели разработки месторождений . Кроме того, в текущем году холдинг рассмотрит пути реализации различных программ, направленных на повышение уровня утилизации попутного газа на месторождениях компании.
Намечая новые рубежи, компания будет стремиться сохранить позитивные результаты, достигнутые за пять лет ее деятельности.
«РуссНефть» будет рассматривать вопросы приобретения новых активов, соответствующих профилю компании, и отвечающих ее стратегическим приоритетам.
«РуссНефть» намерена повысить эффективность путем внедрения передовых технологий и современного нефтегазового оборудования, инвестируя в развитие собственных производственных мощностей.
«РуссНефть» будет стремиться обеспечить конкурентный уровень операционных издержек на добычу нефти и газа за счет структурных и технологических инноваций.
Также приоритетными направлениями развития «РуссНефти» являются достижение соответствия мировым стандартам в области охраны окружающей среды, охраны труда и промышленной безопасности.
"Зарубежнефть" - старейшее предприятие нефтегазовой отрасли России, c богатым опытом внешнеэкономической деятельности в различных регионах мира.
Всесоюзное объединение "Зарубежнефть" (в 1988-1992 гг. - Всесоюзное производственное объединение, в 1992-1995 гг. - Российское внешнеэкономическое объединение) создано в 1967 году при Миннефтепроме СССР в соответствии с распоряжением Совета Министров СССР.
Указом Президента Российской Федерации от 29 мая 1995 года № 544 за Российским Внешнеэкономическим Объдинением "Зарубежнефть" сохранен статус государственного унитарного предприятия в составе Минтопэнерго России.
Указом Президента Российской Федерации Владимира Путина от 3 февраля 2004 года № 137 государственное предприятие "Российское внешнеэкономическое объединение" "Зарубежнефть" преобразовано в открытое акционерное общество "Зарубежнефть", с сохранением 100% акций в федеральной собственности. Учредителем ОАО "Зарубежнефть" является Российская Федерация в лице Федерального агентства по управлению федеральным имуществом.
С момента своего образования "Зарубежнефть" занимается разработкой и реализацией проектов комплексной геологоразведки и освоения нефтегазоносных месторождений за рубежом на суше и на континентальном шельфе, строительством объектов нефтяной инфраструктуры, проведением работ в области повышения нефтеотдачи, а также поставками оборудования и материалов на нефтегазовые объекты в различных регионах мира.
На протяжении всего времени главной задачей "Зарубежнефти" является обеспечение российских национальных интересов на мировом рынке энергоносителей путем участия в зарубежных нефтегазовых проектах, привлекательных с точки зрения экономической эффективности для нашей страны.
За годы деятельности "Зарубежнефть" накопила значительный опыт разработки и реализации нефтегазовых проектов за рубежом. Во времена бывшего СССР Компания активно работала в странах Ближневосточного региона, Юго-Восточной Азии, Африки, в том числе, в Алжире, Вьетнаме, Индии, Ираке, Иране, Йемене, Ливии, Сирии, на Кубе. В ряде этих стран при участии специалистов "Зарубежнефти" построены ключевые объекты нефтяной промышленности.Так, в Ираке обустроен и в 1972 году введен в эксплуатацию первый национальный нефтегазодобывающий промысел Северная Румейла; а позже обустроены месторождения Южная Румейла и Западная Курна (1-я очередь). В Сирии разработано крупнейшее месторождение Румелан. В Иране в начале 1990-х годов на шельфе Каспийского моря "Зарубежнефтью" после выполнения инженерно-геологических изысканий пробурена разведочная скважина глубиной 6000 м. В Йемене при участии "Зарубежнефти" в качестве генподрядчика 1980-х - начале 1990-х годов обустроен и введен в эксплуатацию нефтепромысел на месторождении Западный Аяд. В Ливии - в 1970-1975 годы проведена экспертная оценка запасов нефти и газа, выполнен анализ разработки 35-ти новых нефтяных и газовых месторождений; с 1979 по 1987 годы на месторождениях Сарир и Нафура на условиях подряда пробурено 123 скважины; в 1985-1986 годы подготовлены технико-экономические обоснования по доразведке и опытной эксплуатации 2-х блоков месторождения Хамада.
В Анголе в период с 1977 по 1981 годы "Зарубежнефтью" проведен ряд работ по поиску и разведке углеводородов, разработке нефтяных месторождений, добыче нефти и ее переработке. В Алжире Компанией была подготовлена программа комплексного развития нефтяной промышленности страны, составлены технологические схемы разработки месторождений Хасси-Мессауд, Рурд Эль-Багель, Зарзайтин; в северной части Алжирской Сахары было пробурено 300 скважин. Было выполнено свыше 50 научно-исследовательских работ, в том числе обобщены геолого-геофизические материалы и оценены перспективы нефтегазоносности различных бассейнов.
Наиболее эффективным проектом "Зарубежнефти" за рубежом является совместное предприятие "Вьетсовпетро", cозданное в 1981 году на основе Межправительственного соглашения на паритетных началах с Генеральной компанией нефти и газа Вьетнама "Петровьетнам". СП "Вьетсовпетро" удерживает прочные позиции в десятке наиболее рентабельных нефтедобывающих предприятий мира, добывая в год на вьетнамском шельфе около 8-9 млн. тонн нефти. В 2006 году в ходе визита во Вьетнам Президента Российской Федерации была достигнута договоренность сторон о продолжении совместной работы на основе преобразованного после 2010 года СП «Вьетсовпетро», а также о создании ОАО «Зарубежнефть» и КНГ «Петровьетнам» нового совместного предприятия для участия в разработке нефтегазовых месторождений в России и третьих странах. Важным событием для "Зарубежнефти" стало принятое Правительством Российской Федерации в декабре 2006 года решение о передаче «Зарубежнефти» российской доли в СП «Вьетсовпетро». Таким образом государство еще раз подтвердило значимость реализуемых «Зарубежнефтью» проектов для России и выразило Компании большое доверие . Появившиеся в результате передачи этой доли дополнительные финансовые ресурсы будут инвестироваться в новые проекты.
Деятельность "Зарубежнефти" во Вьетнаме не ограничивается одним лишь СП "Вьетсовпетро". ОАО «Зарубежнефть» совместно с КНГ «Петровьетнам» и компанией «Идемитсу» ведет освоение Блока 09-3 шельфа юга Вьетнама, где были открыты коммерческие запасы нефти.«Зарубежнефти» принадлежит 50% доля в проекте. Освоение Блока 09-3 на сегодняшний день является одним из приоритетных участков деятельности Компании, где в первую очередь консолидируются усилия и ресурсы.
В настоящее время в число первостепенных задач "Зарубежнефти" входят расширение географии деятельности, развитие и укрепление связей на международном нефтяном рынке, проработка новых, привлекательных с инвестиционной точки зрения проектов и контрактов. В последние годы "Зарубежнефть" активно восстанавливает партнерские отношения со странами, в которых успешно работала в годы существования Советского Союза, и где, в силу объективных политико-экономических причин, в том числе, распада СССР, объем выполняемых работ был существенно сокращен. В рамках межправительственных договоренностей в 2003-2004 годах возобновлено сотрудничество "Зарубежнефти" с нефтяными компаниями Индии; осуществлен ряд работ в Сирии.
"Зарубежнефть" активизирует свою деятельность в прикаспийских государствах СНГ - Туркменистане и Казахстане; прорабатывает возможные направления сотрудничества с нефтяными структурами Бразилии, Венесуэлы, Саудовской Аравии, Узбекистана.
Диверсифицируя свою деятельность, Компания приступила к работе в нетрадиционном для себя регионе - на территории России.
Руководство страны, подчеркивая стратегическую значимость внешнеэкономической деятельности в топливно-энергетической сфере, всегда уделяло и продолжает уделять большое внимание "Зарубежнефти" и реализуемым ею международным проектам. Еще одним подтверждением тому служит уже упомянутый Указ Президента России от 03.02.2004г. № 137, в соответствии с которым ОАО "Зарубежнефть" было усилено передачей ему активов двух ведущих российских отраслевых институтов - "ВНИИнефть" имени академика А.П.Крылова и "Гипровостокнефть". Консолидация под эгидой "Зарубежнефти" материальных, финансовых и кадровых ресурсов этих организаций, имеющих большой опыт реализации высокотехнологических проектов, позволит существенно расширить географию и объем работ, повысить их качество и, в конечном итоге, увеличить размеры поступлений в федеральный бюджет.
В стране произошла трансформация систем управления нефтяным подкомплексом. В его составе организованы крупные вертикально интегрированные компании, охватывающие весь производственный цикл от добычи нефти до реализации нефте продуктов, что позволяет обеспечивать маневренность подкомплекса, его способность адаптироваться к ситуациям, преодоле вать негативные явления в отдельных элементах технологической цепочки или устранять их достаточно оперативно и с минималь ными затратами.
Для повышения уровня развития нефтяного подкомплекса представляется необходимым, на взгляд автора, совершенство вание ценовой стратегии и налогового законодательства, а также технологическое перевооружение добычи, переработки, транс портировки нефти, увеличение срока службы и повышение от дачи нефтяных пластов. Обеспечение устойчивого функциони рования нефтяного подкомплекса повышает актуальность таких задач, как рост объемов и совершенствование геолого-разве дочных работ, форсированное изучение и освоение ресурсов нефти в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке, в европейской части страны, а также организационно-техническое совершенст вование буровых работ, повсеместное внедрение технологии строительства горизонтальных скважин.
Российским нефтяным компаниям предстоит решать инве стиционные проблемы. Ранее практиковавшиеся государственные централизованные инвестиции по существу прекратились. Неф тяные компании вряд ли смогут в настоящее время привлечь в нужных объемах средства отечественного финансового рынка и иностранный капитал.
В условиях сложной экономической ситуации в России ино странные кредиты могут быть предоставлены только наиболее крупным и устойчивым российским нефтяным компаниям. Большинство нефтяных компаний из-за неплатежеспособности потре бителей, высокой налоговой нагрузки не располагает корпоратив ными инвестиционными средствами. Поэтому источником вос производства основного капитала в настоящее время являются главным образом амортизационные отчисления. Однако это может привести к росту стоимости сырой нефти, что вызовет прежде все го ощутимое снижение внутреннего спроса на нее. В такой ситуа ции необходимо добиваться строгого целевого использования амортизационных отчислений и не расходовать их на погашение долгов, в том числе государству, на заработную плату и прочее.
Российские нефтяные компании ждут государственной поддержки за счет существенного реформирования законодательной, налоговой и финансовой систем, искоренения практики неплатежей, интенсивной разработки и широкого внедрения передо вых технологий нефтедобычи как отечественных, так и зарубеж ных научно-исследовательских разработок.
Контуры дальнейшего развития подкомплекса во многом определяются внутренним спросом и возможностями экспорта. Внутренний спрос на нефтепродукты зависит от их качества, рационального ассортимента, успешного преодоления кризис ных явлений в экономике, благосостояния населения, успешного решения проблемы энергосбережения в мобильной энергетике, масштабов реализации потенциала энергосбережения на транс порте, в промышленности, сельском хозяйстве, строительстве, торговле, других отраслях, использования заменителей нефте продуктов альтернативными ресурсами.
Экспорт нефти в соответствии с тенденциями геополитиче ского развития и ситуации на мировых рынках энергоресурсов стал одним из основных источников финансирования отечест венной экономики и в немалой степени гарантирует реальные валютные поступления.
На международном рынке Россия испытывает существенную конкуренцию со стороны других экспортеров, прежде всего стран Персидского залива. Нельзя сбрасывать со счетов и такие страны, как Азербайджан и Казахстан, нефтяные проекты которых спо собны повлиять на мировую конъюнктуру, и в частности в Среди земноморском регионе, длительное время являющемся стабиль ным потребителем российской нефти и нефтепродуктов.
В настоящее время Россия как бы оттеснена от ее традиционных европейских рынков, потому что утрачены прямые выходы экспортных трубопроводов к потребителям и важнейшим портам на Балтийском и Черном морях. Внешнеэкономические грузы проходят транзитом через страны, определяющие режимы и та рифы перевозок этих грузов и порой оказывающие определенное влияние на их конкурентоспособность. В связи с этим необходи мо формирование Россией восточного направления нефтяного экспорта, в частности в страны Азиатско-Тихоокеанского регио на. Однако нефтяные месторождения в Западной Сибири значи тельно удалены от этого перспективного региона-потребителя. Нефтепроводная сеть оканчивается в Ангарске, и дальнейшая транспортировка нефти возможна только по Транссибирской железной дороге, существенно повышающей стоимость грузов. Что касается ценового аспекта, то российская нефть проигрывает в конкурентоспособности, в частности, ближневосточной нефти, доставляемой в Азиатско-Тихоокеанский регион высокотоннажными танкерами. Вполне очевидна необходимость скорейшего изменения концепции развития нефтяной промышленности. На наш взгляд, акцент следует сделать на Восточную Сибирь и Даль ний Восток с переводом финансирования на нефтеразведку и от крытие перспективных месторождений нефти.
Нелегкая ситуация сложилась в отечественной нефтеперера батывающей промышленности. Загрузка производственных мощностей имеет тенденцию к снижению, а технический уровень нефтепереработки заметно ниже мирового, причем значительная часть технологических установок морально и физически устарела и требует замены. Отечественная нефтепереработка технологиче ски недостаточно эффективна: например, из одной тонны сырой нефти в России получают 160 кг бензина, в европейских странах - в два раза больше, в США - почти в три раза, а в Японии - в четыре раза. Российские нефтеперерабатывающие заводы пока не выдерживают конкуренции на мировом рынке по причине не достаточной производительности и низкого качества нефтепро дуктов. Производятся большие объемы низкооктановых бензи нов, этилированных фракций, применение которых за рубежом практически невозможно из-за принятых там стандартов на ток сичность выхлопных газов автомобильных двигателей.
Экологические требования мирового сообщества значительно тормозят развитие российского экспорта дизельного топлива (вы сокое содержание сернистых соединений), а также топочного мазута, составляющего значительную часть экспортных предложений.
При решении проблемы производства экологичных нефте продуктов следует принять во внимание следующие ограничения:
отсутствие тяжелых металлов в моторном топливе;
содержание тяжелых металлов в минимальных количествах
в жидком котельно-печном топливе;
отсутствие тетраэтиленсвинца в автомобильных бензинах;
оптимальное содержание серы для дизельного топлива
(0,05%), котельного топлива (0,4-1%);
содержание ароматических соединений не должно превы шать в бензине 45%, в дизельном топливе в зависимости
от марки - 5-20%.
Выпуск высококачественных нефтепродуктов, отвечающих мировым стандартам, позволит удовлетворить внутренние требования по охране окружающей среды, а также обеспечить доступ на мировые рынки.
В России наблюдаются диспропорции в размещении производства и потребления нефтепродуктов, что увеличивает объемы и повышает стоимость транспортных потоков товарных нефтепродуктов. Так, подавляющая часть нефти добывается в Запад ной Сибири, а основные потребители моторного топлива и мощности нефтепереработки расположены в европейской части страны. В Урало-Поволжье перерабатывающие мощности избыточны по отношению к спросу, в то время как их явно недоста точно в Северном экономическом регионе, на Северном Кавка зе, Дальнем Востоке и даже в Тюменской области - основном производителе сырой нефти.
В стране предпринимаются меры по устранению этой диспропорции, в частности, проводятся реконструкция действующих нефтеперерабатывающих заводов и строительство новых высокотехнологичных предприятий в разных регионах. Реализация этих мероприятий будет способствовать повышению качества и сни жению затрат на производство нефтепродуктов, обеспечению на дежности поставок, существенному снижению дальности их пе ревозки, улучшению условий энергообеспечения, а зачастую и решению проблемы экономического выживания регионов, обла дающих соответствующей сырьевой базой, но до сих пор не про изводящих, например, моторное топливо и масло.
В заключение следует отметить, что основные проблемы развития отечественной нефтеперерабатывающей промышленности связаны с кардинальным повышением экологичности продук ции и рациональным размещением на территории страны неф теперерабатывающих заводов.
11.2. Газовый подкомплекс
Природный газ является важнейшей социально-экономической артерией страны. В недавнем прошлом газовая промышленность России развивалась исключительно высокими темпами, доля газа в энергетическом балансе страны непрерывно повышалась и в настоящее время составляет около 50%.
Газовая промышленность России включает в себя предприятия, осуществляющие геолого-разведочные работы, бурение разведочных и эксплуатационных скважин, добычу и транспотирования, подземные хранилища газа и другие объекты газовой инфраструктуры. диная система газоснабжения имеет более 155 тыс. км магистральных газопроводов и отводов с пропускной способностью более 580 млрд куб.м, 6,1 тыс. км конденсатопродуктопроводов. В стране насчитывается около 530 тыс. км распределительных газопроводов.
По запасам добычи и экспорта газа России принадлежит лидирующее положение в мире, что приносит ей существенные валютные поступления.
Внутреннее потребление природного газа сосредоточено глав ным образом на отечественных электростанциях, промышленных предприятиях и в коммунально-бытовом секторе. Характерно, что в газовой промышленности России достаточно скоординированы горизонтальная и вертикальная интеграции, организационное и технологическое объединение всех звеньев газового потока.
Добыча природного и нефтяного попутного газа в стране осуществляется в основном акционерными обществами РАО
«Газпром», АО «Норильскгазпром», АО «Якутгазпром». Основ ным газодобытчиком является РАО «Газпром», на долю которо го приходится 93% общероссийской добычи газа и практически весь экспорт и газотранспортная система страны.
Увеличение доли природного газа в структуре топливного баланса страны не подкрепляется достаточным развитием подземных нефтехранилищ. К тому же более половины активного объема запасов оказалось за пределами страны, на территории Украины. Сейчас доля активных запасов природного газа в подземных хранилищах страны составляет лишь 12% от уровня его потребления, что вызывает определенную тревогу.
В отрасли наблюдается существенное старение газового оборудования. Выработали свои ресурсы, но продолжают функцио нировать более 20 тыс. км магистральных газопроводов, при мерно 1/5 установленной мощности газоперекачивающих агрега тов нуждается в замене. В настоящее время на всех уникальных месторождениях газа, обеспечивавших в прошлом динамичное развитие отечественной газовой отрасли, наблюдается снижение объемов добычи, или они близки к этому. Разработка и освое ние новых месторождений могут быть реально обеспечены бла годаря привлечению больших заемных средств.
Основной газодобывающей базой России по-прежнему являются Западная Сибирь и Волго-Уральский район. Устойчивая добыча газа в этих регионах страны возможна, только если будут кардинально решены производственно-технологические, экологические, социальные и экономические проблемы, для чего по требуются значительные материальные и денежные затраты. Кроме того, большие потенциальные возможности в снабжении страны природным газом имеются в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке и Сахалине.
Разведанные крупные месторождения природного газа на Сибирской платформе и Сахалинском шельфе позволяют судить о том, что в этих регионах реально создавать и развивать крупномасштабные предприятия газовой промышленности, которые смогут удовлетворять внутренние потребности и успешно по ставлять газ в сопредельные регионы и на экспорт, в частности в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Разработан ряд проектов освоения газовых ресурсов как в европейских, так и в восточных районах России.
Не остаются без внимания поставки природного газа в Запад ную Европу. В частности, предстоит сооружение газотранспорт ных магистралей: Бованенково-Ухта-Торжок-Смоленск и да лее на запад в обход некоторых сопредельных стран; Санкт- Петербург-Финляндия-Швеция и далее в Западную Европу; Новороссийск-Турция по дну Черного моря; Курск-Белгород-Украина-Молдова-Западная Европа.
Природный и попутных нефтяной газ является в настоящее время основным источником обеспечения внутренних потребностей страны в первичных энергоресурсах.
Приоритетные направления развития в нефтегазовом комплексе:
Предусматривается возможность осуществления до 2020 года целого ряда крупнейших проектов в области нефтепереработки, транспортировки нефти и газа, включая сжиженного природного газа.
Крупнейшая газовая компания
ОАО «Газпром» – крупнейшая газовая компания в мире. Основные направления деятельности – геологоразведка, добыча, транспортировка, хранение, переработка и реализация газа и других углеводородов. Государство является собственником контрольного пакета акций Газпрома – 50,002%.
Миссия и стратегическая цель
Газпром видит свою миссию в максимально эффективном и сбалансированном газоснабжении потребителей Российской Федерации, выполнении с высокой степенью надежности долгосрочных контрактов по экспорту газа.
Стратегической целью является становление ОАО «Газпром» как лидера среди глобальных энергетических компаний, посредством освоения новых рынков, диверсификации видов деятельности, обеспечения надежности поставок.
Запасы и добыча газа
Газпром располагает самыми богатыми в мире запасами природного газа. Его доля в мировых запасах газа составляет 17%, в российских – 60%. Запасы газа Газпрома оцениваются в 29,85 трлн. куб. м, а их текущая стоимость – в 182,5 млрд. долларов. В 2006 году прирост объема разведанных запасов газа существенно превысил объем его добычи и составил 590,9 млрд. куб. м. В 2007 году по предварительным данным прирост запасов природного газа составил более 585 млрд. куб. м, что также превышает объем его добычи.
На Газпром приходится около 20% мировой и около 85% российской добычи газа. В 2006 году предприятия Группы Газпром добыли 556 млрд. куб. м, что на 1 млрд. куб. м выше уровня добычи в 2005 году. Добыча природного газа в 2007 году, по оперативной информации, составила 548,5 млрд. куб. м., при этом снижение уровня добычи по сравнению с 2006 годом вызвано уменьшением объема потребления газа европейскими потребителями из-за теплых погодных условий зимы 2006-2007 гг.
Надежный поставщик газа российским и зарубежным потребителям
Газпрому принадлежит крупнейшая в мире система транспортировки газа – Единая система газоснабжения России. Ее протяженность составляет 156,9 тыс. км. Предприятия Группы Газпром обслуживают также 514,2 тыс. км (80%) распределительных газопроводов страны и обеспечили в 2006 году поставку 316,3 млрд. куб. м газа в 79750 населенных пунктов России.
Газпром экспортирует газ в 32 страны ближнего и дальнего зарубежья, продолжает укреплять свои позиции на традиционных зарубежных рынках. В 2006 году объем продаж газа в европейские страны составил 161,5 млрд. куб. м, в страны СНГ и Балтии – 101 млрд. куб. м.
Диверсификация маршрутов и укрепление энергетической безопасности Европы
В 2005 году Газпромом выведен на проектную мощность газопровод «Голубой поток» из России в Турцию.
В этом же году начато строительство газопровода «Северный поток», который позволит значительно повысить надежность и гибкость осуществления поставок газа на европейский рынок.
В 2006 году Газпром и итальянская компания ENI подписали Меморандум о взаимопонимании по реализации проекта «Южный поток», который также направлен на укрепление энергетической безопасности Европы. Морской участок «Южного потока» пройдет по дну Черного моря от российского берега до болгарского.
Ведется подготовка к реализации проекта освоения Штокмановского месторождения на шельфе Баренцева моря, которое станет ресурсной базой для экспорта российского газа в Европу через «Северный поток». В июле 2007 года Газпром выбрал французскую компанию Total партнером для реализации первой фазы освоения Штокмановского месторождения. В октябре 2007 года еще одним партнером Газпрома при реализации этого проекта стала норвежская компания StatoilHydro.
Диверсификация рынков и продуктов
Газпром реализует поэтапную стратегию наращивания своего присутствия на рынке сжиженного природного газа (СПГ). Это позволяет расширять географию деятельности компании. В 2005 году Газпром осуществил первые поставки СПГ в США, в 2006 году – в Великобританию, Японию и Южную Корею. Вхождение Газпрома в проект «Сахалин-2» дает мощный импульс для завершения масштабного проекта в области поставок энергоносителей в страны АТР и Северной Америки.
Приоритетные направления деятельности
Приоритетным направлением деятельности Газпрома является освоение газовых ресурсов полуострова Ямал, Арктического шельфа, Восточной Сибири и Дальнего Востока.
По поручению Правительства РФ Газпром является координатором деятельности по реализации Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР (Восточная программа). На востоке России будет создана газоперерабатывающая и газохимическая промышленность, развитие которой позволит рационально использовать значительные запасы гелия и других ценных компонентов, содержащихся в восточносибирском газе.
Диверсификация бизнеса
Развитие нефтяного бизнеса и конкурентное присутствие в секторе электроэнергетики – стратегические задачи Газпрома на пути становления глобальной энергетической компании.
Приобретение «Сибнефти» позволило компании стать одним из наиболее влиятельных игроков на нефтяном рынке России.
Профильное направление деятельности для Газпрома и электроэнергетика, соединение которой с газовым бизнесом является общемировой тенденцией и позволяет обеспечить значительный синергетический эффект. В феврале 2007 года Газпром и «Сибирская угольная энергетическая компания» (СУЭК) подписали Протокол о намерениях, в соответствии с которым намерены создать совместную компанию на основе имеющихся у них электроэнергетических и угольных активов. Новая компания должна стать одним из лидеров российской электроэнергетики и занять ведущие позиции в мировой энергетической и угледобывающей отрасли.
Окружающая среда и социальная ответственность
Сохранение природной среды и обеспечение экологической безопасности в районах производственной деятельности, снижение выбросов загрязняющих веществ, промышленная и экологическая безопасность при строительстве новых объектов – приоритеты Газпрома в области охраны окружающей среды. Затраты Газпрома на охрану окружающей среды выросли в 2006 году на 30,6%, составив 12,7 млрд. руб.
Крупнейшим социально ориентированным проектом Газпрома является «Программа газификации регионов РФ на 2005-2007 гг.», приоритетом которой является газификация сельской местности. В строительство объектов газификации в этот период будет инвестировано 43 млрд. руб. В результате реализации Программы природным газом станут пользоваться еще более 13 млн. граждан страны.
Совершенствование структуры управления
Газпром совершенствует корпоративную структуру управления. Реформа направлена на повышение эффективности работы Газпрома как вертикально-интегрированной компании. Начато создание дочерних обществ по видам деятельности, таким как подземное хранение газа, подземный ремонт, переработка углеводородов, добыча нефти.
Газпром на глобальном рынке
Газпром с уверенностью смотрит в будущее. В 2007 году капитализация ОАО «Газпром» выросла на 21,18% и составила на конец года 329,563 млрд. долларов США. По уровню рыночной капитализации Газпром вошел в тройку крупнейших энергетических компаний мира, уступая только китайской PetroChina и американской ExxonMobil.
Это значительный шаг к укреплению ведущих позиций Газпрома на глобальном энергетическом рынке, росту авторитета и влияния компании в мировом сообществе, обеспечению долгосрочного роста ее стоимости.
11.3. Угольный подкомплекс
Россия по разведанным запасам угля входит в тройку ведущих стран мира.
Уголь представляет собой энергетический ресурс со сложным химическим составом. На основе его использования получают как тепло и электроэнергию, так и другие важные для экономики любой страны материалы (жидкое и газообразное топливо, строи тельные материалы, гуминовые удобрения, сорбенты, углеграфитовые материалы и др.).
Запасы угля на территории России распределены неравно мерно: на европейскую часть приходится 10% запасов, осталь ные сосредоточены в Сибири и других отдаленных районах.
К высокотехнологичным относится менее половины российских запасов угля. Такие бассейны, как Ростовский, Сахалин ский, Магаданский, Челябинский, Подмосковный, практически не располагают высокотехнологичными запасами, а крупнейший Кузнецкий бассейн обладает только половиной запасов угля с высокотехнологичными свойствами.
Угольная промышленность России сегодня представляет собой полностью рыночный сегмент российской экономики, практически 100 процентов угледобывающих организаций имеют частную форму собственности.
За 1994 – 2007 годы в основном пройден трудный период реструктуризации, отрасль преобразовалась из планово-убыточной в эффективный сектор топливно-энергетического комплекса рыночной экономики и на этой основе достигла первых положительных результатов по стабильному обеспечению страны угольной продукцией.
В период последнего десятилетия в условиях работы предприятий угольной промышленности произошли значительные изменения. Большая часть активов угольных предприятий перешла в собственность финансовых групп, металлургических и угольно-энергетических холдингов.
В недрах России сосредоточено около 4 трлн. тонн прогнозных запасов, это составляет примерно 30% от мировых запасов, что гораздо больше, чем в любой другой стране мира.
Балансовые запасы угля категории разведанности А+В+С1 составляют более 190 млрд. тонн, а предварительно оцененные по категории С2 – 79,0 млрд. тонн.
Объемы добычи угля сегодня в значительной мере превысили рубежи, намеченные Энергетической стратегией России на период до 2020 года, утвержденной Правительством в 2003 году.
В региональном разрезе увеличатся объемы добычи в Кузбассе, Канско-Ачинском бассейне и на других месторождениях Восточной Сибири, а также на Дальнем Востоке.
На месторождениях европейской части России и Урала добыча угля стабилизируется, а в дальнейшем при благоприятных условиях спроса может возрасти до 30 млн. тонн.
В настоящее время в отечественной угольной промышленности производственную деятельность по добыче угля осуществляет 231 угледобывающее предприятие, в том числе 138 разрезов и 93 шахты с общей производственной мощностью более 365 млн. тонн в год. В эксплуатации находятся 46 обогатительных фабрик общей производственной мощностью 145 млн. тонн.
Российский уголь потребляется практически во всех субъектах федерации, а добыча производится в 26 субъектах. Основными регионами добычи являются Западная и Восточная Сибирь. Преимущественное развитие получает ведущий угольный бассейн страны – Кузбасс, высокий потенциал для развития имеет Канско-Ачинский угольный бассейн. В затухающем режиме работают угольные предприятия Урала, Подмосковного и Донецкого (Восточного Донбасса) бассейнов.
Добыча угля в России в 2008 году по данным Росстата составила 326,1 млн. тонн, что на 12,3 млн. тонн больше, чем в 2007 году.
Добыча угля для коксования составила 68,7 млн. тонн (94,1% от уровня 2007 года).
Объем переработки угля на обогатительных фабриках отрасли составил 110,4 млн. тонн (снижение по сравнению с 2007 годом составило 3,2%).
Динамика изменения производственных мощностей и объемов добычи приведена в таблице.
|
Показатели |
Ед. изм. |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 I кв. |
|
Произв. мощность |
млн. т |
265,6 |
267,5 |
277,9 |
281,5 |
292,5 |
312,5 |
330,7 |
352,2 |
364,0 |
376,1 |
|
Добыча угля |
млн. т |
254,8 |
266,9 |
256,1 |
276,9 |
284,4 |
299,8 |
309,4 |
314,1 |
328,8 |
69,5 |
Среднесписочная численность ППП составила 180,6 тыс. человек.
Начиная с конца 2008 года в связи с мировым финансовым кризисом и наметилась тенденция падения спроса и цены на угольную продукцию, особенно на коксующиеся марки углей.
Объем добычи угля в России в I квартале 2009 года составил 69,5 млн. т и сократился на 18,7% к соответствующему периоду прошлого года, в том числе каменного на 17,1%, бурого – на 22,5%. Объем производства угольного концентрата сократился на 23,7%.
Объемы поставок за тот же период составили 66,3 млн. т (81,1%), в т.ч. на внутренний рынок – 44,6 млн. т (77,8%), на экспорт – 21,7 млн. т (88,8%).
В условиях кризиса угледобывающие организации вынуждены сокращать производственные затраты, в первую очередь за счет уменьшения объемов подготовительных и вспомогательных работ: проведения и перекрепления горных выработок, снижения объемов вскрышных работ, свертыванию программ по совершенствованию схем транспорта, вентиляции и т.д., а также снижения финансирования программ по техническому перевооружению действующего производства и нового строительства.
В сложившихся условиях Минэнерго России планирует разработку антикризисных мер для нормализации ситуации в угольной промышленности. Также завершается работа по разработке Энергетической стратегии России до 2030, учитывающей изменение ситуации на российском и мировом рынках.
Россия имеет примерно 30% мировых запасов, осуществляет 14% мировой добычи и лишь 5% мировой торговли углем. По прогнозам специалистов, доля российской торговли может сни зиться. Главными экспортерами угля являются Австралия (31%), США (23%), ЮАР (12%), Канада (7%). Предполагается, что в ближайшие годы значительные объемы поставок угля в мировой торговле будут иметь Китай, страны Южной Америки, Казах стан. Около 90% объема мировых поставок осуществляется мор ским путем.
По сравнению с Россией все основные страны - экспортеры угля находятся в более выгодном положении, поскольку их угольные бассейны расположены, как правило, вблизи морского побережья. Этим странам в отличие от России не приходится не сти большие затраты на железнодорожные перевозки угля. Глав ными импортерами угля являются страны Западной Европы, Восточной Азии. Эти регионы территориально близки к России, что определяет ее неплохие перспективы в угольном экспорте.
Однако российская сырьевая база угледобычи не полностью отвечает международным меркам: не соответствует по месту и условиям залегания угля, газо- и взрывоопасности пластов, стоимости добычи и транспортировки. Добыча российского угля отличается капиталоемкостью, наблюдается тенденция сниже ния ее объемов.
Серьезными проблемами угольной промышленности страны являются: выход из строя производственных мощностей (превышает объемы ввода новых), несоответствие мировому уровню значительного числа машин, механизмов, оборудования, средств транспортировки; заметное старение шахтного фонда. Это обу словливает низкий уровень производительности труда в отрасли (по сравнению с США, Германией она ниже более чем в три раза). Кроме того, отрицательно сказываются на развитии подком плекса всевозрастающая задолженность потребителей за постав ленный уголь, снижение платежеспособного спроса, системати ческое увеличение железнодорожных тарифов.
Выход угольной промышленности из кризисного состояния, на наш взгляд, видится в следующем:
закрытие большого числа неэффективных, неперспективных, особо убыточных, опасных шахт и разрезов;
модернизация перспективных шахт;
интенсивный геолого-разведочный поиск новых месторождений, особенно в районах, приближенных к морям и
океанам;
техническое перевооружение и развитие перспективных
угольных предприятий;
освоение новых технологий и средств механизации (гидродобыча в подземных работах, поточные и циклично-поточные схемы в открытой разработке, блочно-модульные схе мы на основе гибких очистных линий);
сокращение расстояния перевозки угля железнодорожным транспортом (сейчас среднее расстояние перевозки - 1300 км);
государственное регулирование железнодорожных тарифов
на перевозку угля;
установление льгот на железнодорожные тарифы;
объективное, социально значимое налогообложение угольной промышленности;
создание специализированных углетранспортных систем
(углевозные железнодорожные магистрали, углепроводный
гидротранспорт, крупные, хорошо оборудованные терминалы на крупнейших реках и др.);
сокращение до целесообразного уровня рабочих мест на
шахтах и в разрезах;
разработка и выполнение комплексных мероприятий по социальной защите работников отрасли.
Предприятия (организации) угольной промышленности преобразованы в акционерные общества. Акции находятся как в федеральной собственности, так и в собственности субъектов Федерации, на территории которых расположены акционерные предприятия. Коммерческое управление находящимися в федеральной собственности пакетами акций предприятий угледобы чи осуществляет ОАО «Российская угольная компания» (ОАО «Росуголъ»). По поручению Правительства РФ Росуголь берет акции предприятий угледобычи в доверительное управление. Правительство РФ и ОАО «Росуголь» заключили договор по ра циональному использованию средств государственной поддерж ки угольной промышленности России.
11.4. Электроэнергетический подкомплекс
Электроэнергетика производит и передает электроэнергию и служит важнейшей базовой отраслью промышленности России, а уровень ее развития прямо влияет на все народное хозяйство страны.
Особенностью электроэнергетики является то, что ее продукция не может накапливаться для последующего использования, поэтому производство и потребление электроэнергии совпадают во времени.
Электроэнергетика востребована во всех сферах деятельно сти - промышленности, сельском хозяйстве, на транспорте, в науке, космосе и, конечно, в быту. Столь широкое распростра нение электроэнергии объясняется следующими ее специфиче скими свойствами:
способностью к дроблению и изменению параметров (напряжения, частоты);
способностью передаваться на значительные расстояния в
больших количествах;
возможностью превращаться в другие виды энергии (ме ханическую, световую, звуковую, тепловую и др.).
Электроэнергетика страны функционирует главным образом в рамках Единой энергетической системы России, которая на огромной территории страны позволяет управлять с единого пульта сложнейшим многоплановым электроэнергетическим хозяйством. Это уникальный комплекс, объединяющий 66 электросистем (всего их 75), около 700 электростанций (суммарная мощность около 220 млн кВт), множество силовых трансформаторов (общая мощность около 560 млн кВт), более 2,5 млн. км линий электропередач всех классов напряжений, в том числе при мерно 440 тыс. км высоковольтных сетей (от ПО до 1150 кВт).
Электроэнергию производят тепловые электростанции (при мерно 68%), гидравлические (20%) и атомные (12%).
Надежная работа ЕЭС России почти полностью обеспечивается высококачественным отечественным оборудованием. Функциони руют самый крупный в мире двухполосный турбогенератор мощ ностью 1200 МВт, принципиально новые асинхронизированные синхронные турбогенераторы, мощные турбогенераторы с водо-масляным, полностью водяным, водородно-водяным охлаждением, новейшие достаточно безопасные силовые трансформаторы, мощ нейшие гидрогенераторы и прочее современное оборудование.
В России внедряются отечественные научные разработки в области живучести энергосистем, системы противоаварийной автоматики и релейной защиты.
Переход региональных электроэнергосистем страны от изо лированной работы к функционированию в составе ЕЭС позво лили достигать значительного межсистемного эффекта (средне годовое уменьшение потребности в установленной мощности на 7 млн кВт, снижение приведенных затрат на 1 млрд долл., за трат на топливо -на 82 млн. долл. в год, на капитальные вло жения - на 6 млрд долл.).
В ходе реорганизации национального хозяйства на рыночной основе было создано государственное акционерное общество РАО «ЕЭС России», которое являлось холдинговой компанией и имело 75 дочерних региональных предприятий. РАО «ЕЭС России» осуществляло управление, комплексное развитие системы, еди ную стратегию инвестирования капитала в отрасль, координировало деятельность всех субъектов товарного рынка по производству, передаче и потреблению электроэнергии, обеспечивало оператив ное ведение и оптимизацию режимов их работы, рассчитывало плановые балансы электроэнергии, контролировало электростан ции, межсистемные линии электропередачи, региональные энер-госнабжающие компании, выполняло другие функции.
В последние годы в электроэнергетике России произошли радикальные преобразования: изменилась система государственного регулирования отрасли, сформировался конкурентный рынок электроэнергии, были созданы новые компании. Изменилась и структура отрасли: было осуществлено разделение естественно монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функций; вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, выполнявших все эти функции, созданы структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности.
Магистральные сети перешли под контроль Федеральной сетевой компании, распределительные сети интегрированы в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), функции и активы региональных диспетчерских управлений были переданы общероссийскому Системному оператору (СО ЕЭС).
Активы генерации в процессе реформы объединились в межрегиональные компании двух видов: генерирующие компании оптового рынка (ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). ОГК объединили электростанции, специализированные на производстве почти исключительно электрической энергии. В ТГК вошли главным образом теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят как электрическую, так и тепловую энергию. Шесть из семи ОГК сформированы на базе тепловых электростанций, а одна (РусГидро) – на основе гидрогенерирующих активов.
Одной из важнейших целей реформы являлось создание благоприятных условий для привлечения в отрасль частных инвестиций. В ходе реализации программ IPO и продажи пакетов акций генерирующих, сбытовых и ремонтных компаний, принадлежавших ОАО РАО «ЕЭС России», эта задача была успешно решена. В естественно монопольных сферах, напротив, произошло усиление государственного контроля.
Таким образом, были созданы условия для решения ключевой задачи реформы – создания конкурентного рынка электроэнергии (мощности), цены которого не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки.
ОАО "СО ЕЭС"
17 июня 2002 года Открытое акционерное общество «Системный оператор – Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы» выделено из структуры ОАО РАО «ЕЭС России» и зарегистрировано как самостоятельное предприятие.
6 февраля 2008 года зарегистрировано новое название компании: Открытое акционерное общество «Системный оператор Единой энергетической системы». Сокращенное название ОАО «СО ЕЭС»
Главные задачи Системного оператора:
· управление режимами работы Единой энергетической системы Российской Федерации, обеспечение ее надежного функционирования и устойчивого развития;
· создание условий для эффективного функционирования рынка электроэнергии (мощности);
· обеспечение соблюдения установленных технологических параметров функционирования электроэнергетики и стандартных показателей качества электрической энергии при условии экономической эффективности процесса оперативно-диспетчерского управления и принятия мер для обеспечения исполнения обязательств субъектов электроэнергетики по договорам, заключаемым на оптовом рынке электрической энергии и розничных рынках;
· обеспечение централизованного оперативно-технологического управления Единой энергетической системой России.
Основные функции Системного оператора:
Системный оператор представляет собой верхний уровень системы оперативно-диспетчерского управления и осуществляет:
· соблюдение установленных параметров надежности функционирования Единой энергетической системы России и качества электрической энергии;
· управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики в порядке, устанавливаемом основными положениями функционирования оптового рынка и правилами оптового рынка, утверждаемыми Правительством Российской Федерации;
· участие в организации деятельности по прогнозированию объема производства и потребления в сфере электроэнергетики, прогнозирование объема производства и потребления в сфере электроэнергетики и участие в процессе формирования резерва производственных энергетических мощностей;
· согласование вывода в ремонт и из эксплуатации объектов электросетевого хозяйства и энергетических объектов по производству электрической и тепловой энергии, а также ввода их после ремонта и в эксплуатацию;
· выдачу субъектам электроэнергетики и потребителям электрической энергии с управляемой нагрузкой обязательных для исполнения оперативных диспетчерских команд и распоряжений, связанных с осуществлением функций системного оператора;
· разработку оптимальных суточных графиков работы электростанций и электрических сетей Единой энергетической системы России;
· регулирование частоты электрического тока, обеспечение функционирования системы автоматического регулирования частоты электрического тока и мощности, системной и противоаварийной автоматики;
· организацию и управление режимами параллельной работы российской электроэнергетической системы и электроэнергетических систем иностранных государств;
· участие в формировании и выдаче при присоединении субъектов электроэнергетики к единой национальной (общероссийской) электрической сети и территориальным распределительным сетям технологических требований, обеспечивающих их работу в составе Единой энергетической системы России;
· координацию и контроль исполнения инвестиционных программ в российской электроэнергетике;
· технологический надзор за надежным функционированием ЕЭС России и мониторинг фактического технического состояния и уровня эксплуатации объектов электроэнергетики (функции генеральной технической инспекции).
Структура Системного оператора:
· Исполнительный аппарат.
· 7 филиалов – объединенных диспетчерских управлений (ОДУ).
· 57 филиалов – региональных диспетчерских управлений (РДУ).
· 7 филиалов – региональных предприятий «Энерготехнадзор».
· Дочернее общество ОАО «Научно-исследовательский институт по передаче электроэнергии постоянным током высокого напряжения» (НИИПТ).
Структура уставного капитала Системного оператора.
100% голосующих акций ОАО «СО ЕЭС» принадлежит Российской Федерации.
ОАО «Холдинг МРСК»
|
Открытое акционерное общество «Холдинг межрегиональных распределительных сетевых компаний» создано 1 июля 2008 года в результате реорганизации ОАО РАО «ЕЭС России» на основании решения внеочередного Общего собрания акционеров ОАО РАО «ЕЭС России» от 26 октября 2007г. В ходе реорганизации изменилась структура отрасли: произошло разделение естественно-монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и конкурентных (производство, сбыт электроэнергии, ремонт, сервис) функций. Вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, выполнявших все эти задачи, были созданы структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности. Распределительные электросети были интегрированы в Межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК) по холдинговому типу. ОАО «Холдинг МРСК» осуществляет управление операционными Межрегиональными распределительными сетевыми компаниями (МРСК), функционирующими на большей части территории Российской Федерации. Председателем Совета директоров ОАО «Холдинг МРСК» решением Общего собрания акционеров ОАО «Холдинг МРСК» от 29.06.09 избран Министр энергетики Российской Федерации Сергей Иванович Шматко. Ключевые показатели ОАО «Холдинг МРСК» и распределительного сетевого комплекса: Наименование Единицы измерения Показатели 2008 года Уставный капитал ОАО «Холдинг МРСК» млрд. руб. 43,11 Установленная мощность подстанций Холдинга МВА 361 694 Протяженность воздушных линий электропередачи Холдинга напряжением 35кВ и выше км 356 173 Протяженность кабельных линий электропередачи Холдинга напряжением 0,4 – 20 кВ км 1 545 448 Протяженность кабельных линий электропередачи Холдинга напряжением 0,38 – 220 кВ км 130 652 Среднесписочная численность работающих в организациях Холдинга тыс. чел. 162,8 Среднесписочная численность работающих в ОАО «Холдинг МРСК» чел. 268 Холдинг владеет контрольными пакетами акций в 11 МРСК, под управлением которых находятся распределительные электрические сети в 69 субъектах РФ. Акциями открытого акционерного общества «Холдинг МРСК» владеют более 300 тысяч акционеров - юридических и физических лиц. Централизация управления распределительными сетями на территории РФ на базе Холдинга позволяет сохранить корпоративный контроль государства за активами распределительных электрических сетей, которые являются ключевым элементом инфраструктуры энергоснабжения. Имущественный комплекс Холдинга включает пакеты акций 47 акционерных дочерних и зависимых обществ, среди которых Межрегиональные распределительные сетевые компании, научно-исследовательские и проектно-конструкторские институты, строительные и сбытовые организации. ОАО "ФСК ЕЭС" Открытое акционерное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» (ОАО «ФСК ЕЭС») создано в соответствии с программой реформирования электроэнергетики Российской Федерации как организация по управлению Единой национальной (общероссийской) электрической сетью (ЕНЭС) с целью ее сохранения и развития. Постановлением Правительства РФ от 11.07.2001 № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» Единая энергетическая система России признана «общенациональным достоянием и гарантией энергетической безопасности» государства. Основной ее частью «является единая национальная энергетическая сеть, включающая в себя систему магистральных линий электропередачи, объединяющих большинство регионов страны и представляющая собой один из элементов гарантии целостности государства». Для ее «сохранения и укрепления, обеспечения единства технологического управления и реализации государственной политики в электроэнергетике» было предусмотрено создание ОАО «ФСК ЕЭС». В постановлении Правительства Российской Федерации от 21.12.2001 № 881 были утверждены критерии отнесения к ЕНЭС магистральных линий электропередачи и объектов электросетевого хозяйства. Государственная регистрация ОАО «ФСК ЕЭС» состоялась 25 июня 2002 года. Уставный капитал ОАО «ФСК ЕЭС», в соответствии с действующей редакцией Устава, составляет 576 757 098 181 (пятьсот семьдесят шесть миллиардов семьсот пятьдесят семь миллионов девяносто восемь тысяч сто восемьдесят один) рубль, разделен на 1 153 514 196 362 (один триллион сто пятьдесят три миллиарда пятьсот четырнадцать миллионов сто девяносто шесть тысяч триста шестьдесят две) штук обыкновенных именных бездокументарных акций номинальной стоимостью 50 (пятьдесят) копеек каждая. Доля Российской Федерации в уставном капитале ОАО «ФСК ЕЭС» составляет 77,66%, 22,34% акций Федеральной сетевой компании находятся в собственности миноритарных акционеров. Основные направления деятельности компании: · управление Единой национальной (общероссийской) электрической сетью; · предоставление услуг субъектам оптового рынка электрической энергии по передаче электрической энергии и присоединению к электрической сети; · инвестиционная деятельность в сфере развития Единой национальной (общероссийской) электрической сети; · поддержание в надлежащем состоянии электрических сетей; · технический надзор за состоянием сетевых объектов. Председателем Совета директоров ОАО «ФСК ЕЭС» является Министр энергетики Российской Федерации Сергей Иванович Шматко. Временно исполняющий обязанности Председателя Правления ОАО «ФСК ЕЭС» – Олег Михайлович Бударгин. В структуру ОАО «ФСК ЕЭС» входят: · 8 филиалов «Магистральные электрические сети» (МЭС); · 36 филиалов «Предприятия магистральных электрических сетей» (ПМЭС). Основные производственные показатели
2004 2005 2006 2007 2008 Протяженность линий электропередачи, км 45 038 45 895 47 060 47 073 118 000 Количество подстанций, шт. 131 136 137 153 757 Среднесписочная численность работающих в Обществе, чел. 10 174 11 765 20 129 21 019 14 858 |
|
|
НП "Совет рынка" Некоммерческое партнерство «Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью» (НП «Совет рынка») создано в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике». Основной целью деятельности НП «Совет рынка» является обеспечение функционирования коммерческой инфраструктуры оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ). НП «Совет рынка» участвует в подготовке правил оптового и розничных рынков электроэнергии и мощности; разрабатывает и утверждает Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка и регламенты оптового рынка, ведет реестр субъектов оптового рынка, осуществляет разрешение споров на рынке, осуществляет контроль за деятельностью Системного оператора, а также контроль за соблюдением участниками оптового рынка правил ОРЭМ. В соответствии с законодательством Членами Партнерства обязаны стать все субъекты оптового рынка. На сегодняшний день Членами НП «Совет рынка» являются 290 компаний. Высшим органом управления «Совет рынка» является Общее собрание его членов, к компетенции которого относится решение ключевых вопросов, связанных с деятельностью Партнерства, в том числе: изменение устава НП «Совет рынка»; пределение приоритетных направлений деятельности, принципов формирования и использования его имущества; избрание членов Наблюдательного совета НП «Совет рынка» и досрочное прекращение их полномочий; избрание Председателя Правления НП «Совет рынка» и досрочное прекращение его полномочий; утверждение годового отчета и годового бухгалтерского баланса Партнерства; утверждение финансового плана НП «Совет рынка» и так далее. В период между общими собраниями членов «Совет рынка» управление осуществляет Наблюдательный совет, в компетенцию которого входит обсуждение и одобрении проектов иных правовых актов, направленных на развитие и функционирование оптового и рознич ных рынков электроэнергии, и предложений о внесении в них изменений и дополнений; прием организаций в члены «Совет рынка»; установление размера и порядка внесения вступительного (единовременного) и текущих (регулярных) член ских взносов и так далее. Пост председателя совета «Совет рынка» занимает Белобородов Сергей Сергеевич. В состав совета входят: Палата представителей органов государственной власти: · Бакаев Николай Григорьевич, заместитель руководителя ФСТРоссии; · Голомолзин Анатолий Николаевич, заместитель руководителя ФАС России; · Кравченко Вячеслав Михайлович, Генеральный директор ООО«РН-Энерго»; · Курбатов Михаил Юрьевич, директор департамента государственного регулирования тарифов, инфра структурных реформ и энергоэффективности Минэкономразвития России; · Липатов Юрий Александрович, председатель Комитета по энергетике; · Локшин Александр Маркович, заместитель Генерального директора государственной корпорации по атом ной энергии «Росатом»; · Межевич Валентин Ефимович, первый заместитель председателя Комиссии Совета Федерации по есте ственным монополиям; · Синюгин Вячеслав Юрьевич, заместитель министра энергетики
Палата представителей продавцов электроэнергии: · Апканеев Александр Васильевич (выдвинут ОАО «Концерн Энергоатом»); · Зубакин Василий Александрович (выдвинут ОАО «РусГидро»); (в соответствии с Уставом НП «Совет рынка» Апканеев А.В и Зубакин В.А. буду голосовать попеременно, руководствуясь заключенным между ними письменным соглашением) · Кирюхин Владимир Алексеевич (выдвинут ОАО «Иркутскэнерго»); · Слободин Михаил Юрьевич (выдвинут ОАО «ТГК-9»); · Фаш Доминик (выдвинут ОАО «ОГК-5»). Палата представителей покупателей электроэнергии: · Андреев Владимир Александрович (выдвинут ОАО «Красноярскэнергосбыт», ОАО «Чувашская энергосбытовая компания»); · Андронов Михаил Сергеевич (выдвинут ООО «Русэнергоресурс»); · Белобородов Сергей Сергеевич (выдвинут ЗАО «ЕЭСнК»); · Гераскин Вадим Викторович (выдвинут ОАО «РУСАЛ Красноярск»).
Палата представителей инфраструктурных организаций: · Пономарев Дмитрий Валерьевич, Председатель правления НП "Совет рынка"; · Лукин Сергей Вениаминович, Генеральный директор ЗАО "ЦФР"; · Опадчий Федор Юрьевич, Директор по развитию и сопровождению рынков ОАО "СО - ЕЭС"; · Бердников Роман Николаевич, Начальник департамента взаимодействия с клиентами и рынком ОАО "ФСК ЕЭС". Коллегиальным исполнительным органом НП «Совет рынка» является Правление, осуществляющее текущее руководство деятельностью Партнерства. Члены Правления ответственны за различные направления деятельности НП. ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» – динамично развивающаяся электроэнергетическая компания, контролирующая ряд генерирующих и распределительных энергетических активов в России и за рубежом. Суммарная установленная мощность электростанций, находящихся в собственности и под управлением ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС», составляет около 18 000 МВт. Компания ведет активную инвестиционную деятельность, занимает доминирующие позиции в России в сфере экспорта-импорта электроэнергии. Уставный капитал ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» составляет 227 млрд. 411 млн. 385 тыс. руб. 57,3% уставного капитала Компании находятся в собственности Госкорпорации «Росатом» и подконтрольного ей ОАО «Концерн Энергоатом». Компания образована весной 2008 года на базе ЗАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» и ряда российских генерирующих активов, переданных ей в рамках реформирования электроэнергетической отрасли России. ЗАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» было образовано в мае 1997 г. на основании решения учредителя – ОАО РАО «ЕЭС России» – от 20 августа 1996 г. № 13р в соответствии с Гражданским кодексом Российской Федерации, Федеральным законом «Об акционерных обществах» и иными нормативными правовыми актами Российской Федерации. Председателем Правления ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» является Дод Евгений Вячеславович. Основные направления деятельности Компании:
- экспорт электроэнергии; - импорт электроэнергии; - купля-продажа электроэнергии без завоза на таможенную территорию РФ;
- покупка электроэнергии для целей ее последующего экспорта; - продажа импортируемой электроэнергии; - покупка электроэнергии для целей поставки в Калининградскую область; - купля-продажа электроэнергии на внутреннем оптовом рынке; - энергосбытовая деятельность;
Компания успешно управляет энергетическими активами, находящимися в чужой собственности, повышая их эффективность и постоянно работая над улучшением их технического состояния. В Группу ИНТЕР РАО ЕЭС сегодня входят около 30 компаний, работающих над реализацией проектов в странах Европы, Азии и Латинской Америки. В 2007-2008 годах в ходе завершающего этапа реформирования российской электроэнергетики Группа ИНТЕР РАО ЕЭС приобрела четыре самые современные и перспективные электростанции РАО «ЕЭС России» – Северо-Западную ТЭЦ, Калининградскую ТЭЦ-2, Сочинскую ТЭС и Ивановские ПГУ. 17 марта 2009 года ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» стало управляющим правами по 61,9% голосующих акций ОАО «ОГК-1» сроком на 5 лет с правом пролонгации на аналогичный период, а с 6 июля Компании были переданы полномочия единоличного исполнительного органа ОГК-1. Продажу электроэнергии в качестве гарантирующего поставщика на розничном рынке электроэнергии осуществляет Орловский филиал ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС», который обслуживает потребителей в 6 городах и 17 районах Орловского региона и насчитывает около 200 тыс. абонентов. Зарубежные дочерние и зависимые общества ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» включают предприятия и организации, осуществляющие различные виды деятельности. В их числе производственные, инвестиционные и торговые компании. Особенность зарубежных производственных активов ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» заключается в том, что они относятся к различным секторам электроэнергетики: атомная энергетика, тепловая энергетика, гидроэнергетика, распределение и сбыт электроэнергии. В состав зарубежных производственных активов Группы ИНТЕР РАО ЕЭС входят ЗАО «Армянская АЭС», ЗАО «Международная энергетическая корпорация» (ЗАО «МЭК»), ЗАО «Электрические сети Армении» (Республика Армения), ООО «Мтквари Энергетика», АО «Храми ГЭС-1» и АО «Храми ГЭС-2», АО «Теласи» (Грузия), АО «Станция Экибастузская ГРЭС-2» (Республика Казахстан), ЗАО «Молдавская ГРЭС» (Приднестровская Молдавская Республика, Молдова). Кроме того, в собственности ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» находится 2,2% акций, образующих уставный капитал ОАО «Сангтудинская ГЭС-1» (Республика Таджикистан). 31 июля 2009 года состоялась торжественная церемония подписания акта о приемке Сангтудинской ГЭС-1 в эксплуатацию, знаменующая собой завершение строительства станции, оператором которого являлось ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС». Планируется, что в ближайшее время ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» станет основным акционером станции: после проведения допэмиссии Компания может консолидировать контрольный пакет акций ОАО «Сангтудинская ГЭС-1». В состав Группы ИНТЕР РАО ЕЭС входит также ряд дочерних трейдинговых компаний: финская RAO Nordic Oy, литовская Energijos realizacijos centras (ERC) и турецкая TGR Enerji. К 2020 г. ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» планирует стать транснациональной холдинговой электроэнергетической компанией, входящей в десятку крупнейших электроэнергетических компаний в мире, основным видом деятельности которой будет являться управление электроэнергетическими активами в России и за рубежом. В качестве приоритетных стратегических задач руководство Компании видит: - эффективное управление инвестиционной деятельностью, включая приобретение энергетических активов в России и за рубежом, и участие в строительстве новых энергетических объектов; - расширение присутствия на целевых энергетических рынках; - стратегическое партнерство с ведущими энергетическими компаниями в рамках реализации инвестиционных программ и сделок по приобретению активов, а также реализации проектов в области повышения энергоэффективности и энергосбережения. |
Согласно специально принятому федеральному закону тарифы на электроэнергию регулируются государством. Цели государст венного регулирования тарифов состоят в защите потребителей от монопольного повышения тарифов, согласовании экономи ческих интересов производителей и потребителей электроэнер гии, обеспечении электропроизводителям (независимо от фор мы собственности) равноправного доступа на общероссийский оптовый рынок электрической энергии.
Сложившаяся структура хозяйственного управления российской электроэнергетикой наряду с достоинствами имеет недос татки. Существуют проблемы, требующие срочного решения. Они вызваны неплатежами потребителей электроэнергии, отсутствием должной инвестиционной активности, недостаточно проработанной законодательной базой и налоговой политикой, нечеткостью правовых основ взаимодействия центральных вла стей и субъектов Российской Федерации.
Одна из главных проблем - рост объемов отработавших нормативный ресурс основных фондов, который превышает темпы обновления.
Еще одна проблема - обновление крупного оборудования, электрических сетей, подстанций, распределительных электросетей и подстанций, кабельных линий, изоляционных конструк ций, цепей и приборов вторичной коммутации подстанций, ог раничителей перенапряжения, измерительных трансформаторов, коммутационного оборудования и др. Неполные и несвоевре менные замены основных фондов могут привести к непредска зуемым последствиям, нарушить работу всей хозяйственной сис темы страны.
Между тем в нынешних условиях некоторые акционерные общества (ОАО «Привод», АО «Сила», АО «ЭЛСИБ», АО «Электросила» и др.) успешно ведут разработки и внедрение перспек тивных видов электрооборудования (например, турбогенераторов с воздушным водомасляным и полностью водяным охлаждением, предназначенных для парогазовых энергетических установок, асинхронизированных генераторов с широкими возможностями потребления, выдачи реактивной мощности и поддержания ус тойчивости работы энергосистем).
Помимо технического перевооружения увеличение объема и удешевление стоимости электроснабжения будут достигаться за счет широкого использования в производстве электроэнергии угля и газа. Причем масштабы использования угля буду опреде ляться главным образом соотношением цен на уголь и газ, уровнем транспортных затрат, темпами разработки и внедрения экологически чистого оборудования для угольных энергоблоков. На ряде атомных электростанций предстоит осуществить широ комасштабную замену действующих, но уже отработавших нормативный срок эксплуатации энергоблоков на энергоблоки нового поколения повышенной безопасности.
Основные направления развития гидроэнергетики предусматривают интенсивное техническое перевооружение действующих гидроэлектростанций и завершение строительства новых.
С учетом того, что на территории России имеется значительное количество мелких электропотребителей, предполагается до полнительно к дизельным электростанциям внедрять установки нетрадиционной энергетики с использованием возобновляемых природных источников энергии (геотермальных и приливных электростанций, ветряных и солнечных установок), а также со оружать малые гидроэлектростанции на небольших равнинах и горных реках.
В современных условиях большую важность приобретает развитие внешнеэкономических связей электроэнергетической про мышленности. Увеличению экспорта российской электроэнергии, улучшению энергосбережения и охране окружающей среды будет способствовать реализация ряда таких проектов, как «Объедине ние энергосистем стран бассейнов Черного и Каспийского мо рей», «Балтийское кольцо», «Трансъевропейская высоковольтная линия постоянного тока - энергомост Восток - Запад», энерго мост «Россия - Япония», многоподстационная линия электропе редачи «Россия - Германия», восстанавливаемая энергосистема «Россия - Украина - страны Восточной Европы - страны За падной Европы», сооружение новых вставок постоянного тока на электрических связях «Россия - страны Северной Европы».
Перед отечественной электроэнергетикой стоят важнейшие задачи по сохранению и развитию энергетического потенциала страны, обеспечению надежного и эффективного удовлетворения спроса на электрическую энергию, повышению экономической эффективности электропроизводства, формированию и рациональному функционированию общероссийского оптового рынка и региональных рынков электроэнергии.
Тесты
1. В состав ТЭК входят подкомплексы:
а) лесной;
б) электроэнергетический;
в) газовый;
г) сланцевый.
2. ТЭК выполняет двоякую роль:
а) его составляющие являются товаром;
б) оказывает разнообразные услуги субъектам рынка;
в) монополизирует рынок;
г) полностью обеспечивает работу всех элементов товарного рынка.
3. Место, занимаемое в мире Россией по запасам нефти:
а) четвертое;
б) первое;
в) третье;
г) второе.
4. Для отечественной нефтеперерабатывающей отрасли характерны:
а) диспропорция в размещении производства и потреблении нефте продуктов;
б) высокая оборачиваемость оборотных средств в отрасли;
в) низкое качество нефтепродуктов;
г) низкая себестоимость производства.
5. Проблема, решаемая отечественными нефтяными компаниями:
а) сбытовая;
б) распределительная;
в) инвестиционная;
г) ценовая.
6. Нефть служит важным источникам валютных поступлений в
страну:
а) да;
б) нет.
7. Основной газодобывающей территориальной базой страны является:
а) Поволжье;
б) Северо-Запад;
в) Западная Сибирь;
г) Центральная часть.
8. Внутреннее потребление природного газа сосредоточено:
а) в дорожном хозяйстве;
б) на морском транспорте;
в) в коммунально-бытовом секторе;
г) на отечественных электростанциях.
9. Доля газа в энергетическом балансе страны составляет:
а) 1/3;
б) 1/2;
в) 1/4;
г) 2/3.
10. Высокотехнологичными запасами угля располагает бассейн:
а) Сахалинский;
б) Ростовский;
в) Подмосковный;
г) Кузнецкий.
11. Сосредоточение запасов угля в стране равномерное:
а) да;
б) нет.
12. Доля России в мировых запасах угля:
а) 30%;
б) 40%;
в) 50%;
г) 60%.
13. Российская угледобыча не отвечает мировым меркам по при чинам:
а) взрывоопасности пластов;
б) нерационального территориального расположения;
в) капиталоемкости;
г) нетвердости пластов.
14. Из угольного сырья получают:
а) азотные удобрения;
б) углеграфитовые материалы;
в) газообразное топливо;
г) строительные материалы.
15. Пути выхода отечественной угольной промышленности из кри зисного состояния:
а) модернизация перспективных шахт;
б) увеличение расстояния перевозки угля железнодорожным транс портом;
в) интенсивный геолого-разведочный поиск новых месторождений;
г) увеличение числа рабочих мест в разрезах.
16. Производство электроэнергии осуществляют электростанции:
а) гидравлические;
б) газовые;
в) атомные;
г) ветряные.
17. Увеличение объема и удешевление стоимости электроснабжения
в стране должно достигаться за счет:
а) широкого использования угля и газа;
б) технического перевооружения;
в) сокращения длины общей линии электропередач;
г) роста профессиональной квалификации работников отрасли.
18. Целесообразно увеличение экспорта российской электроэнергетики:
а) да;
б) нет.
19. Соответствие ситуации в ТЭК соответствующим подкомплексам:
|
Ситуация в ТЭК |
Газовый подком плекс |
Угольный подком плекс |
Нефтяной подком плекс |
Электро энергетиче ский подком плекс |
|
а |
б |
в |
г |
|
|
1. Внедрение научных разрабо ток по гтротивоаварийной ав томатике и релейной защите |
||||
|
2. Интенсивный геолого-раз ведочный поиск новых место рождений, особенно в рай онах, приближенных к морям и океанам |
||||
|
3. Основная добыча сырья расположена в восточной час ти страны, а основные потре бители переработки — в евро пейской |
||||
|
4. В отрасли наблюдается су щественное старение оборудо вания, а примерно 1/5 часть установленной мощности пе рекачивающих агрегатов нуж дается в замене |
20. Причина экспортных нефтепоставок в основном по трубопро водам:
а) низкие сбытовые издержки;
б) ограниченность относительно дешевых морских поставок;
в) нехватка современных резервуаров;
г) надежная сохранность от потерь и хищений.
76
Нефтяной подкомплекс
гольный подкомплекс
Энергетический подкомплекс
Газовый подкомплекс
Топливно-энергетический комплекс