WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Начиная с 2006 г. для компенсации снижения добычи газа необходимо ввести в разработку месторождения в акваториях Обской и Тазовской губ, Штокмановское на шельфе Баренцева моря, а в последний период – месторождения полуострова Ямал. Опережение развития добычи газа на Штокмановском месторождении по отношению к месторождениям Ямала обусловливается меньшими в 1,5 раза удельными затратами. Кроме того, освоение месторождений полуострова Ямал сдерживается нерешенностью экологических проблем.

Другим крупным центром газодобычи во второй половине рассматриваемого периода будет Ковыктинское месторождение в Иркутской области. Динамика добычи газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке будет определяться в значительной степени эффективностью экспорта газа в страны АТР. При высоком спросе на российский газ в странах АТР добыча в этих районах может увеличиться до 50–55 млрд м3.

В целом по отрасли добыча газа на действующих месторождениях составит к 2020 г. около 142 млрд м3. Свыше 76% добычи свободного газа должны быть освоены на новых месторождениях. Региональное значение имеет программа освоения мелких, низкодебитных месторождений и залежей, особенно в экономически развитых европейских районах.

Особое внимание должно быть уделено комплексному использованию газовых ресурсов Ямало-Ненецкого автономного округа – основной газодобывающей базы России на всю рассматриваемую перспективу.

Большое значение в рассматриваемый период может приобрести транзит природного газа центрально-азиатских государств (в первую очередь Туркмении) и импорт его для газоснабжения южных регионов России.

Продолжится газификация ряда регионов России, в том числе крупных промышленных центров южной части Западной и Восточной Сибири, Дальнего Востока, обусловленная, прежде всего, необходимостью решения здесь экологических проблем. Общий прирост сети распределительных газопроводов составит до 75–80 тыс. км за пятилетие, из них более 75% – в сельской местности при массовом применении полиэтиленовых труб, обеспечивающем снижение стоимости и сроков строительства, соответственно, в 1,5–2 и 3 раза. Это позволит к 2021 г. дополнительно газифицировать до 10,5 млн квартир, из них 7,5 млн – в сельской местности.

Важное место в структуре топливоснабжения села и рассредоточенных потребителей останется за сжиженным газом, потребление которого прогнозируется увеличить в 1,2–1,3 раза.

Для подачи газа потребителям и обеспечения транзита потребуется существенное развитие Единой системы газоснабжения и строительство газотранспортных систем в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Всего в рассматриваемый период будет необходимо заменить 23 тыс. км линейной части магистральных газопроводов и отводов, провести модернизацию и замену газоперекачивающих агрегатов (ГПА) суммарной мощностью 25 тыс. МВт и построить около 22 тыс. км новых магистральных газопроводов и межсистемных перемычек.

В нефтяной промышленности происходит качественное ухудшение сырьевой базы отрасли. Западно-Сибирская и Урало-Поволжская нефтегазоносные провинции будут оставаться главными нефтедобывающими регионами страны, хотя многие крупные месторождения здесь вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Доля трудноизвлекаемых запасов с низкими дебитами скважин (менее 10 т/сутки) составляет 55–60% и продолжает расти. Потенциальная добыча «новых» нефтегазоносных провинций Европейского Севера, Восточной Сибири и Дальнего Востока кратно меньше, чем «старых», и освоение их будет весьма затратным.

Расчеты показывают, что уровни добычи нефти в России могут составить в 2010 г. и 2020 г. соответственно 335 и 360 млн т. Основным нефтедобывающим районом России на всю рассматриваемую перспективу останется Западная Сибирь, хотя ее доля к 2020 г. и снизится до 58–55% против 68% в настоящее время. После 2010 г. масштабная добыча нефти начнется в Тимано-Печорской провинции, на шельфе Каспийского и северных морей, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Всего на Восток России к 2020 г. будет приходиться 15–20% нефтедобычи в стране. В течение всей рассматриваемой перспективы останется актуальной задача повышения коэффициента извлечения нефти и комплексного использования углеводородного сырья.

Для обеспечения внутренней потребности России в качественном моторном топливе, смазочных маслах, и других нефтепродуктах, а также экспорта нефтепродуктов, Энергетической стратегией предусматривается рост объемов переработки нефти к 2015–2020 гг. до 220–225 млн т/год с одновременным увеличением глубины переработки до 75–80% в 2010 г. и до 85% к 2020 г.

Угольная промышленность располагает достаточной сырьевой базой для полного удовлетворения потребностей экономики России в угольном топливе. Однако в современных экономических условиях уголь значительно уступает газу и нефтетопливу по затратным и экологическим показателям его использования потребителями и фактически замыкает топливно-энергетический баланс. Наращивание производственного и экономического потенциала отрасли должно обеспечить снижение риска в энергообеспечении России от возможного невыполнения целевых установок по добыче газа и вводу АЭС. Отрасль должна иметь необходимые резервы по наращиванию объемов добычи угля до 500 млн т/год к 2020 г.

В соответствии со структурой топливно-энергетического баланса, принятого в Энергетической стратегии России, востребованные объемы добычи угля по стране составят до 335 млн т в 2010 г. и до 430 млн в 2020 г. Названные уровни добычи угля в целом обеспечены разведанными запасами, что не исключает необходимости определенных дополнительных геологоразведочных работ.

Принципиально важно, что в отличие от быстро дорожающих газа и нефти, цены на уголь в нынешнем – до конца 2010 г. – десятилетии будут изменяться более медленными темпами, а в период 2011–2020 гг. за счет широкомасштабного вовлечения в разработку Канско-Ачинских углей цена на энергетические угли может быть даже снижена (на 10–15% к уровню 2010 г.). Это может быть достигнуто за счет вовлечения в отработку более эффективных запасов угля, улучшения хозяйственной организации отрасли и, главное, научно-технического прогресса в добыче, переработке и транспортировке угля.

Тенденция относительного удешевления угля сохранится и в последующее десятилетие, что служит важным аргументом для увеличения его роли в топливно-энергетическом балансе страны. Удовлетворение потребности экономики страны в угольном топливе будет связано с развитием добычи угля в бассейнах федерального значения – Кузнецком и Канско-Ачинском. Межрегиональное значение будут иметь месторождения Восточной Сибири, Печорского, Донецкого и Южно-Якутского бассейнов.

Основным направлением совершенствования технологической структуры угольного производства является увеличение удельного веса открытого способа добычи, с доведением его до 80–85% к 2020 г. Крупные предприятия с единичной мощностью свыше 0,5 млн т будут обеспечивать около 80% общей добычи угля. Доля добычи угля предприятиями небольшой производственной мощности (менее 0,5 млн. т) возрастает с 4% в 2000 г. до 15–20% в 2020 г. В период 2001–2020 гг., с учетом выбытия из-за отработки запасов и ликвидации убыточных предприятий (до 60 млн т производственных мощностей по добыче угля), потребность в строительстве новых мощностей составит около 200 млн т, из них в Кузнецком бассейне – 75 млн т, в Канско-Ачинском – свыше 70 млн т, на месторождениях Дальнего Востока –20 млн т.

В целях роста конкурентоспособности угля на рынке энергоресурсов особое значение в рассматриваемый период должно приобрести улучшение качества угольной продукции. Для этого предусматривается широкое применение наиболее прогрессивных методов переработки и обогащения углей и переход на международную систему управления качеством (ISO 9000) на предприятиях угольной промышленности.

Гидроресурсы России по экономически эффективному потенциалу сопоставимы с современной выработкой всех электростанций страны. Однако их освоение (за исключением использования малых и микро-ГЭС) требует очень больших сроков и капиталовложений. С учетом этого возможная выработка ГЭС составит 170–177 млрд кВт/ч в 2010 г. и 190–200 млрд кВт/ч в 2020 г. при условии, что цены производства электроэнергии (включая инвестиционную компоненту) на новых ГЭС не превысят 3,5–4 цента/кВт/ч.

Гидроэнергетика будет развиваться в основном в Сибири и на Дальнем Востоке, обеспечивая практически базисный режим работы тепловым электростанциям этих районов. В европейских же районах продолжится сооружение некрупных пиковых ГЭС, преимущественно на Северном Кавказе. В частности, в период до 2010 г. предусматривается завершение сооружения Бурейской ГЭС на Дальнем Востоке, начало ввода мощности строящихся электростанций, крупнейшими из которых являются Богучанская ГЭС в Сибири. Усть-Среднеканская ГЭС на Дальнем Востоке, Ирганайская ГЭС на Северном Кавказе. После 2010 г. предусматривается продолжение экономически оправданного гидроэнергетического строительства с вводом мощности ГЭС по 2–3,6 млн кВт в пятилетку. В соответствии с этим в период 2011–2020 гг. должно быть закончено сооружение Богучанской ГЭС в Сибири, Нижне-Бурейской и Вилюйской ГЭС на Дальнем Востоке, а на Северном Кавказе – Зарамагской, Зеленчукских, Черекских ГЭС. Кроме того, необходимо начать сооружение Южно-Якутского гидроэнергетического комплекса и каскада ГЭС на нижней Ангаре с вводом первых агрегатов головных ГЭС до 2020 г. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России Энергетической стратегией намечается также ввод в Европейской части страны 2–3 ГАЭС.

Основой электроэнергетики России на всю рассматриваемую перспективу останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли составит к 2010 г. 68%, а к 2020 г. – 67–70% (2000 г. – 69%). Они обеспечат выработку, соответственно, 69% и 67–71% всей электроэнергии в стране (в 2000 г. – 67%). Учитывая сложную ситуацию в топливодобывающих отраслях и ожидаемый высокий рост выработки электроэнергии на тепловых электростанциях (почти на 40–80% к 2020 г.), обеспечение электростанций топливом становится в предстоящий период одной из сложнейших проблем в энергетике.

Суммарная потребность для электростанций России в органическом топливе возрастет с 273 млн т у.т. в 2000 г. до 310–350 млн т у.т. в 2010 г. и до 320–400 млн т у.т. в 2020 г. Относительно невысокий прирост потребности в топливе к 2020 г. по сравнению с выработкой электроэнергии связан с практически полной заменой к этому периоду существующего неэкономичного оборудования на новое высокоэффективное, что требует осуществления практически предельных по возможностям вводов генерирующей мощности. В «высоком» варианте в период 2011–2015 гг. на замену старого оборудования и для обеспечения прироста потребности предлагается вводить 15 млн кВт мощностей в год и в период 2016–2020 гг. – до 20 млн кВт ежегодно. Любое отставание по вводам приведет к снижению эффективности использования топлива и, соответственно, к росту его расхода на электростанциях по сравнению с определенными в Стратегии уровнями.

Развитие электроэнергетики и теплосетей

При благоприятном сценарии темпы снижения удельной энергоемкости ВВП будут соответствовать аналогичным показателям в Японии в 1960–1995 гг. При «пониженном» сценарии – средним показателям по Западной Европе за тот же период. Планируется снижение чрезмерной в настоящее время доли газа во внутреннем энергопотреблении (прежде всего путем стабилизации его расхода на электростанциях) с замещением газа углем и отчасти ядерной энергией. Но это не приведет к большим изменениям структуры внутреннего потребления по видам топлива. В предстоящий период наиболее динамично будет расти потребление электроэнергии. По «пониженному» сценарию – на 26 %, по благоприятному – на 40% в период до 2010 г. и, соответственно, в 1,5 и 1,9 раза к 2020 г. по сравнению с уровнем 1995 г. Электроемкость ВВП после 2000 г. будет систематически снижаться.

Региональная энергетическая политика

Энергетическая стратегия предусматривает индивидуальный подход к развитию топливных баз и энергообеспечению основных регионов страны. Основой для этого являются размеры и структура спроса на энергетические ресурсы в соответствии с прогнозируемой динамикой производства валового регионального продукта.

В перспективе ожидаются противоречивые тенденции размещения энергопотребления по территории страны. Преодоление кризиса и возрождение производства в европейских районах пойдет намного интенсивнее, чем в восточных, поскольку сосредоточенные здесь обрабатывающие отрасли (машиностроение и металлообработка, легкая и пищевая промышленность и др.) будут наращивать производство в 3–3,5 раза интенсивнее, чем ТЭК и другие базовые отрасли промышленности. В восточных же районах подъем производства за счет увеличения внутреннего спроса и экспорта сырья и продукции первых переделов пойдет намного медленнее. Однако гораздо меньшая энергоемкость обрабатывающей промышленности по сравнению с сырьевыми отраслями делает тенденцию опережающего роста энергопотребления в европейских районах отнюдь не очевидной, особенно в первое предстоящее десятилетие.

В отличие от этого, при благоприятном варианте социально-экономического развития высокие темпы подъема экономики обеспечит именно обрабатывающая (в том числе наукоемкая) промышленность, преимущественно размещаемая в европейских районах страны. В результате их доля в энергопотреблении начинает увеличиваться сразу же после 2000 г. и к 2020 г. достигнет 53–55% от общего энергопотребления и потребления электроэнергии в стране.

4.2. Сводные прогнозы развития энергетики

Таблица 4.1

Энергоемкость экономики России
по первичной энергии

1990

1995

1998

2000

2005

2010

2015

2020

Сценарий 1

100

Pages:     | 1 || 3 |



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.