Курсовая, контрольная работа. Примеры выполнения

Технологическое оборудование

В настоящее время Газпром четко и однозначно дает понять, что в среднесрочной и долгосрочной перспективе не сможет обеспечить поставки газа электростанциям даже на современном уровне. Это связано с выработанностью трех уникальных действующих месторождений - Медвежье, Уренгойское и Ямбургское, которые совсем недавно обеспечивали максимальную суммарную добычу газа в объеме 535 млрд. м3 в год. В настоящее время эти месторождения вырабатываются и вступили в период падающей добычи. В 1999 г. из них добыто 419,3 млрд. м3, в 2005 г. добыча газа на них снизится до 273 млрд. м3, а к 2020 г. - до 83 млрд. м3. С аналогичными геологопромысловыми характеристиками осталось только одно месторождение - Заполярное, но годовая добыча из этого месторождения не превысит 100 млрд. м3 и срок поддержания такого уровня добычи не превысит 8-10 лет.

В рассматриваемой перспективе реальные источники нефти и газа перемещаются в труднодоступные районы, в зоны северных морей. Это вызывает многократный рост затрат, необходимость применения новых дорогостоящих технологий. Возрастающие удельные затраты на добычу и транспортировку газа из новых месторождений, в том числе месторождений газа полуострова Ямал, становятся сопоставимыми с затратами на развитие угледобычи, а в ряде случаев превышают их. Нет отечественного опыта проектирования, строительства и эксплуатации месторождений в условиях морского шельфа Баренцева моря и полуострова Ямал на больших глубинах, в ледовых условиях. Отсутствует необходимое оборудование и плавучие средства для освоения таких месторождений.

На поддержание достигнутого уровня добычи и транспорта газа постоянно требуются огромные капитальные вложения.

В связи с возможным сокращением ресурсов природного газа для электростанций рассматриваются следующие направления перестройки топливного баланса электроэнергетики:

дополнительная загрузка тепловых электростанций, работающих на угле;

модернизация электростанций, изначально запроектированных на угле (и ранее сжигавших это топливо, а в настоящее время использующих в основном газ), в целях возврата этих электростанций в проектный топливный режим;

использование новых энергоэффективных технологий сжигания газа (ГТУ и ПГУ);

использование новых энергоэффективных технологий сжигания твердого топлива (ПГУ с газификацией угля и ЦКС);

дополнительное развитие ТЭС на угле;

возможности использования попутного газа;

возможности дополнительного использования ГЭС;

возможности дополнительного использования АЭС;

возможности использования нетрадиционных источников энергии.

Уголь остается основным видом топлива не только для регионов традиционного использования – Сибири, Урала и Дальнего Востока. Зона его значительного потребления на ТЭС распространяется и на европейскую часть страны.

Ожидается, что основная часть вновь вводимых мощностей на пылеугольных ТЭС будет работать на кузнецком и канско-ачинском углях. Использование других видов твердого топлива будет носить местный характер.

Из приведенных данных следует, что с применением прогрессивной таможенной ставки на природный газ и увеличением таможенной пошлины с 3.7 до 16 дол./1000 м3, то есть в 4.3 раза, цена на газ на внутреннем рынке при постоянной экспортной цене и обеспечении самофинансирования инвестиций возрастет примерно с 385 до 578 руб/1000м3, или в 1.5 раза. При этом чистая прибыль отрасли практически сохранится на одном уровне 289 -305 руб/1000м3. Средневзвешенная же потребительская цена на природный газ в течение всего расчетного периода 2000-2010 гг. при постоянной ставке таможенной пошлины сохранится на одном уровне около 990 руб/1000м3, а при переменной ставке за счет роста внутренней цены увеличится до 1100 руб/1000м3 (средняя цена 1999 г. составляла 927 руб /тыс. куб. м).
Цена нефти на внутреннем рынке в связи с применением переменной ставки таможенной пошлины слабее реагирует на изменение экспортной цены: с двукратным ее ростом (с 15 до 30 долл./баррель) цена нефти на внутреннем рынке при соблюдении условия самофинансирования инвестиций сократится только на 10%. Данные табл.5 показывают, что внутренняя цена на нефть, обеспечивающая самофинансирование инвестиций, на уровне 2005-2010 гг. должна быть, как минимум, ниже цены 2000 г. в 2.24 раза (1183 против 2640 руб/тонну). С увеличением доли экспортируемой нефти этот разрыв может достичь в пределе 8-кратной величины (330 против 2640 руб/тонну). Это свидетельствует о том, что в настоящее время нефтяная отрасль необоснованно получает значительную сверхприбыль, многократно превышающую потребности отрасли. В частности, в 1999-2000 гг. при инвестиционном фонде в 311-506 млрд. руб. в развитие отрасли инвестировалось ежегодно около 52 млрд. руб.