Альтернатива нефти в условиях мирового дефицита

<

122513 1818 1 Альтернатива нефти в условиях мирового дефицитаПик нефти — максимальное мировое производство нефти, которое было или будет достигнуто. Теоретически пик нефти был предсказан американским геофизиком
Кингом Хаббертом, который создал модель известных запасов и предположил в 1956, в статье, представленной на конференции Американского института нефти, что добыча нефти в материковой части США достигнет пика между 1965 и 1970; и что мировая добыча достигнет пика в 2000 г.

Существуют различные точки зрения на то, когда пик добычи нефти будет достигнут. Геолог Колин Кэмпбелл, представляющий «Ассоциацию по исследованию пика нефти и газа», вычислил, что глобальная добыча нефти уже достигла пика весной 2004, хотя и на темпе 23 ГБ/г (гигабаррелей в год), а не Хаббертовском 13 ГБ/г. После урагана Катрина, Саудовская Аравия признала, что она просто не в состоянии увеличить добычу настолько, чтобы скомпенсировать добычу на потерянных добывающих платформах в Мексиканском заливе. Многие сочли это началом финального нефтяного кризиса, в ходе которого общее количество доступной нефти в мире начнёт постепенный, но необратимый упадок.

И этот кризис не ограничивается нефтью. Традиционные запасы природного газа также ограничены пиками добычи, что для отдельных географических регионов заостряется трудностями транспортировки этого ресурса на значительные расстояния. Добыча природного газа уже достигла пика на Североамериканском континенте в 2003 г. Поставки газа из Северного моря также прошли пик. Добыча газа в Великобритании достигла наивысшей точки в 2000 г.; падение выработки и возросшие цены являются в этой стране чувствительным политическим вопросом. Даже если новые технологии добычи откроют новые источники природного газа, наподобие метана из угольных пластов, выход энергии на единицу затраченной энергии будет гораздо ниже, чем у традиционных источников газа, что неизбежно приведёт к более высоким ценам для потребителей природного газа.

По мнению научного руководителя Института нефтегазовой геологии и геофизики Сибирского отделения РАН А.Конторовича, пик мировой нефтедобычи придется на 2030—2040 годы, когда ежегодно будет добываться около 4,6-4,8 млрд тонн Международное энергетическое агентство прогнозирует наступление «нефтяного пика» к 2030 г

Альтернативами нефти могут быть источники энергии, которые заменили нефть в одном или нескольких приложениях, включая: в качестве первичного источника энергии, топлива для транспорта и как ингредиент в пластиках и пестицидах. Альтернативы включают в себя битумные пески, нефтеносные сланцы, а также сжижение и газификацию угля. Когда традиционные запасы нефти вступят в фазу истощения, мир начнёт всё более полагаться на эти альтернативные источники энергии, но пока что ни один из них не является достаточно дешёвым, чистым (не загрязняющим окружающей среды) и доступным в количествах, хотя бы близким к огромному каждодневному объёму потребления нефти и природного газа в мире.

Перечислим альтернативные источники энергии вместо нефти.

Уголь – согласно оценкам, в мире остается 909 миллиардов тонн разведанных запасов угля, которых хватит, как минимум, на 155 лет. Но уголь — это органическое топливо и «грязный» источник энергии, который лишь усугубляет ситуацию с глобальным потеплением.

Природный газ – запасов природного газа в Сибири, на Аляске и на Ближнем Востоке должно хватить на 20 лет дольше, чем мировых запасов нефти. Но хотя природный газ чище, чем нефть, это все равно органическое топливо, загрязняющее атмосферу. Крайне дорого обходится его добыча и транспортировка в сжиженном виде.

Водородные топливные батареи могут обеспечить нас постоянной, возобновляемой и чистой энергией, поскольку происходит химическая реакция между водородом и кислородом, в результате которой образуется вода; а также производится электрическая и тепловая энергия. Однако трудность заключается в том, что водорода не хватает, а те немногочисленные способы его производства, которые можно использовать, очень дороги.

Биотопливо – этанол, который делают из кукурузы и пшеницы, стал популярной альтернативой нефти. Однако проведенные исследования говорят о том, что производство этанола оказывает негативное воздействие на инвестиции в энергетику и окружающую среду. Вызвано это необходимостью выделения больших площадей, чтобы вырастить все то, что нам понадобится для производства топлива.

Возобновляемая энергия – зависимые от нефти страны поворачиваются в сторону возобновляемых источников энергии, таких как гидроэлектроэнергетика, солнечная и ветровая энергетика. Все это представляет собой альтернативу нефти, однако шансы на то, что возобновляемые источники дадут нам достаточно энергии, очень невелики.

Ядерная энергия – опасения по поводу того, что запасы урана в мире заканчиваются, не оправдываются, поскольку появились усовершенствованные реакторы, и также возможность использовать в качестве ядерного топлива торий. Тем не менее, рост количества реакторов по всему миру увеличивает вероятность катастрофы, а также шансы на то, что опасное вещество попадет в руки террористов.

Возобновляемая или регенеративная энергия — энергия из источников, которые по человеческим масштабам являются неисчерпаемыми. Основной принцип использования возобновляемой энергии заключается в её извлечении из постоянно происходящих в окружающей среде процессов и предоставлении для технического применения.

Возобновляемую энергию получают из природных ресурсов — таких как солнечный свет, ветер, дождь, приливы и геотермальная теплота — которые являются возобновляемыми (пополняются естественным путем). В 2006 году около 18 % мирового потребления энергии было удовлетворено из возобновляемых источников энергии, причем 13 % из традиционной биомассы, таких, как сжигание древесины. Гидроэлектроэнергия является очередным крупнейшим источником возобновляемой энергии, обеспечивая 3 % мирового потребления энергии и 15 % мировой генерации электроэнергии.

Энергия ветра –– эта отрасль энергетики, специализируется на использовании энергии ветра — кинетической энергии воздушных масс в атмосфере. Ветроэнергетика является бурно развивающейся отраслью, так в конце 2008 года общая установленная мощность всех ветрогенераторов составила 120 гигаватт, увеличившись вшестеро с 2000 года.

Мощность ветрогенератора зависит от площади, заметаемой лопастями генератора. Например, турбины мощностью 3 МВт (V90) производства датской фирмы Vestas имеют общую высоту 115 метров, высоту башни 70 метров и диаметр лопастей 90 метров.

Гидроэнергия – гидроэнергетика – на этих электростанциях, в качестве источника энергии используются потенциальная энергия водного потока. Гидроэлектростанции обычно строят на реках, сооружая плотины и водохранилища. Также возможно использование кинетической энергии водного потока на так называемых свободнопоточных (бесплотинных) ГЭС.

Особенности:

– себестоимость электроэнергии на ГЭС существенно ниже, чем на всех иных видах электростанций;

– генераторы ГЭС можно достаточно быстро включать и выключать в зависимости от потребления энергии;

– возобновляемый источник энергии;

– значительно меньшее воздействие на воздушную среду, чем другими видами электростанций;

– строительство ГЭС обычно более капиталоёмкое;

– часто эффективные ГЭС более удалены от потребителей;

– водохранилища часто занимают значительные территории;

– плотины зачастую изменяют характер рыбного хозяйства, поскольку перекрывают путь к нерестилищам проходным рыбам, однако часто благоприятствуют увеличению запасов рыбы в самом водохранилище и осуществлению рыбоводства.

Энергия приливов и отливов. Электростанциями этого типа являются особым видом гидроэлектростанции, использующим энергию приливов, а фактически кинетическую энергию вращения Земли. Приливные электростанции строят на берегах морей, где гравитационные силы Луны и Солнца дважды в сутки изменяют уровень воды.

Солнечная энергетика — непосредственное использование солнечного излучения для получения энергии в каком-либо виде. Солнечная энергетика использует возобновляемый источник энергии и является экологически чистой, то есть не производящей вредных отходов. Производство энергии с помощью солнечных электростанций хорошо согласовывается с концепцией распределённого производства энергии.

Достоинства солнечной энергетики:

– общедоступность и неисчерпаемость источника;

– теоретически, полная безопасность для окружающей среды, хотя существует вероятность того, что повсеместное внедрение солнечной энергетики может изменить альбедо земной поверхности и привести к изменению климата (однако при современном уровне потребления энергии это крайне маловероятно).

Способы получения электричества и тепла из солнечного излучения:

– получение электроэнергии с помощью фотоэлементов;

– преобразование солнечной энергии в электричество с помощью тепловых машин:

– паровые машины (поршневые или турбинные), использующие водяной пар, углекислый газ, пропан-бутан, фреоны;

– двигатель Стирлинга и т.д.

– гелиотермальная энергетика — нагревание поверхности, поглощающей солнечные лучи и последующее распределение и использование тепла (фокусирование солнечного излучения на сосуде с водой для последующего использования нагретой воды в отоплении или в паровых электрогенераторах);

–– термовоздушные электростанции (преобразование солнечной энергии в энергию воздушного потока, направляемого на турбогенератор);

– солнечные аэростатные электростанции (генерация водяного пара внутри баллона аэростата за счет нагрева солнечным излучением поверхности аэростата, покрытой селективно-поглощающим покрытием). Преимущество — запаса пара в баллоне достаточно для работы электростанции в темное время суток и в ненастную погоду.

Геотермальная энергетика — производство электроэнергии, а также тепловой энергии за счёт тепловой энергии, содержащейся в недрах земли. Обычно относится к альтернативным источникам энергии, возобновляемым энергетическим ресурсам.

Главным достоинством геотермальной энергии является ее практическая неиссякаемость и полная независимость от условий окружающей среды, времени суток и года.

Итак, достоинствами геотермальной энергии можно считать практическую неисчерпаемость ресурсов, независимость от внешних условий, времени суток и года, возможность комплексного использования термальных вод для нужд теплоэлектроэнергетики и медицины. Недостатками ее являются высокая минерализация термальных вод большинства месторождений и наличие токсичных соединений и металлов, что исключает в большинстве случаев сброс термальных вод в природные водоемы.

Потенциальная суммарная рабочая мощность геотермальных электростанций в мире уступает большинству станций на иных возобновимых источниках энергии. Однако направление получило развитие в силу высокой энергетической плотности в отдельных заселённых географических районах, в которых отсутствуют или относительно дороги горючие полезные ископаемые, а также благодаря правительственным программам.

Крупнейшим производителем геотермальной электроэнергии являются США, которые в 2005 году произвели около 16 млрд кВт·ч возобновимой электроэнергии. В 2008 году суммарные мощности геотермальных электростанций в США составляли почти 3000 МВт. До 2013 года планируется строительство более 4400 МВт.

Биото́пливо — это топливо из биологического сырья, получаемое, как правило, в результате переработки стеблей
сахарного тростника или семян
рапса, кукурузы, сои. Существуют также проекты разной степени проработанности, направленные на получение биотоплива из целлюлозы и различного типа органических отходов, но эти технологии находятся в ранней стадии разработки или коммерциализации. Различается жидкое биотопливо (для двигателей внутреннего сгорания, например, этанол, метанол, биодизель), твёрдое биотопливо (дрова, солома) и газообразное (биогаз, водород).

Источники возобновляемой энергии:

– термоядерный синтез Солнца является источником большинства видов возобновляемой энергии, за исключением геотермической энергии и энергии приливов и отливов. По расчётам астрономов, оставшаяся продолжительность жизни Солнца составляет около пяти миллиардов лет, так что по человеческим масштабам возобновляемой энергии, происходящей от Солнца, истощение не грозит.

В строго физическом смысле энергия не возобновляется, а постоянно изымается из вышеназванных источников. Из солнечной энергии, прибывающей на Землю, лишь очень небольшая часть трансформируется в другие формы энергии, а бо́льшая часть просто уходит в космос.

Использованию постоянных процессов противопоставлена добыча ископаемых энергоносителей, таких как каменный уголь, нефть, природный газ или торф. В широком понимании они тоже являются возобновляемыми, но не по меркам человека, так как их образование требует сотен миллионов лет, а их использование проходит гораздо быстрее.

30. Нефтяная промышленность России. Проблемы и перспективы развития

Согласно Энергетической стратегии России, долгосрочное развитие нефтяной промышленности страны предполагает решение следующих основных задач: рациональное использование разведанных запасов нефти, обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы нефтедобывающей промышленности; ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче, транспорте и переработке нефти; углубление переработки нефти, комплексное извлечение и использование всех ценных попутных и растворенных компонентов; формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти, в первую очередь, в восточных районах России и на шельфе арктических и дальневосточных морей; расширение присутствия российских нефтяных компаний на зарубежных рынках, приобретение перерабатывающей и сбытовой инфраструктуры в странах-реципиентах; расширение участия российских нефтяных компаний в зарубежных добывающих и транспортных активах, прежде всего, в странах СНГ, Европы и Азиатско-Тихоокеанского региона.

Основным источником поставок нефти из России в Китай, особенно на первом этапе, будет крупнейший нефтедобывающий регион страны — Западная Сибирь. В связи с этим особую значимость приобретает прогноз добычи нефти в России с детализацией по всем макрорегионам с позиции обеспечения поставок на внутренний рынок, экспорта в традиционном западном и новом восточном направлениях.

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном уровнем мировых цен, объемом внутреннего спроса, уровнем развития транспортной инфраструктуры, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы. Нижний уровень цен на нефть будет определяться уровнем издержек на месторождениях в крупных регионах добычи с замыкающими затратами, а верхний — издержками для возможного массового производства альтернативных нефти моторных топлив.

В рамках Энергетической стратегии России до 2020 г. стратегическими целями развития газовой промышленности являются: стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на газ; развитие действующей Единой системы газоснабжения страны (ЕСГ) и ее расширение на Восток России; совершенствование организационной структуры газовой отрасли с целью повышения экономических результатов ее деятельности и формирования либерализованного рынка газа; обеспечение стабильных поступлений в доходную часть государственного бюджета и стимулирование спроса на продукцию сопряженных отраслей (металлургии, машиностроения и др.); обеспечение экономических интересов России в Европе и сопредельных государствах, а также в Азиатско-Тихоокеанском регионе и Северной Америке.

Состояние и перспективы увеличения разведанных запасов газа при наличии соответствующих инвестиций и благоприятной ситуации на внутреннем и внешнем рынках газа позволяют довести добычу газа в 2010 году до 681 млрд м3, в 2020 году — до 890 млрд м3, в 2030 году — до 910 млрд м3 в год с последующим поддержанием на этом уровне за счет ввода месторождений, прогнозируемых к открытию. Это позволяет удовлетворить внутренние потребности страны, обеспечить увеличение поставок в Европу, сформировать новые крупные экспортные направления — Китай и другие страны АТР, а также США.

Главными источниками поставок газа из России в АТР, прежде всего, в Китай, будут месторождения Западной Сибири, Восточной Сибири и Дальнего Востока. Добыча газа в Западной Сибири может быть доведена до 670 млрд м3 в год, в Восточной Сибири — до 120 млрд м3 в год, на Дальнем Востоке — до 30 млрд м3 в год. При развитии газовой промышленности Восточной Сибири и Республики Саха следует учитывать высокое содержание в природных газах этого региона таких элементов, как этан, пропан, бутаны и конденсат. Ежегодная добыча гелия в Восточной Сибири и Республике Саха может быть доведена к 2020 г. до 135-150 млн м3 в год. При освоении газовых месторождений Лено-Тунгусской провинции необходимо предусмотреть строительство заводов по выделению гелия и его хранилищ.

Экспорт сжиженного природного газа (СПГ) с месторождений Сахалина в АТР может начаться уже в 2007 г., а к 2012 г. объем добычи и поставок СПГ в рамках проекта «Сахалин-2» может быть доведен до 9,6 млн т, или 13,4 млрд 3 в пересчете на исходное вещество. Ожидается, что после 2010 г. может быть реализован проект поставок сетевого газа из Ковыктинского месторождения в Китай и Корею, а после 2015 г. может начаться экспорт из других крупнейших месторождений Восточной Сибири и Республики Саха. В это же время возможно начало экспорта сетевого газа в рамках проекта «Сахалин-1».

К 2012-2015 гг. по мере роста спроса на газ, в том числе в качестве моторного топлива, в Китае, будет организован экспорт газа в восточном направлении из Западной Сибири. Ежегодный объем поставок газа из Западной Сибири в Китай может быть доведен к 2020 г. до 40 млрд м3, а к 2030 г. — до 60 млрд м3. После удовлетворения внутренних потребностей экспорт газа из Западной и Восточной Сибири, Республики Саха и шельфа острова Сахалин в АТР может быть доведен к 2020 г. до 78 млрд м3 в год, к 2030 г. — до 145 млрд м3 в год.

Фактором, сдерживающим расширение экспорта энергоносителей в Китай и другие страны АТР, является отсутствие эффективной системы транспорта нефти и газа, прежде всего, магистральных нефте- и газопроводов.

Россия располагает развитой сетью нефте- и газопроводов в Западной Сибири и европейской части, однако на востоке страны в настоящее время система магистральных нефтепроводов АК «Транснефть» заканчивается в районе Ангарска (Иркутская область), Единая система газоснабжения ОАО «Газпром» — в районе Проскоково (Кемеровская область).

Экспорт сырой нефти с о. Сахалин и его шельфа осуществляется в основном через порты Хабаровского и Приморского краев (Де Кастри, Находка), а также с производственно-добывающего комплекса «Витязь» в Охотском море. Поставки нефти из Западной Сибири в Китай ведутся по железной дороге через Наушки и Забайкальск, а также транзитом через Казахстан по действующему нефтепроводу Омск — Павлодар — Атасу и далее по железной дороге до Алашанькоу, Душаньцзе. С середины 2006 г. транзитные поставки через Казахстан осуществляются по новому нефтепроводу Атасу — Алашанькоу.

Экспорт нефтепродуктов в Китай и другие страны АТР осуществляется в основном с Ангарского, Хабаровского и Комсомольского НПЗ железнодорожным транспортом и через порты Приморского и Хабаровского краев (Владивосток, Находка, Славянка, Ванино, Большой камень и др.). Оптовые поставки сжиженных углеводородных газов (СУГ) потребителям в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке и на экспорт также осуществляются по железной дороге.

Для организации крупных поставок нефти и газа российским потребителям и на экспорт в Китай и другие страны АТР в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке необходимо формирование системы сверхдальнего трубопроводного транспорта, строительство заводов по переработке и сжижению природного газа, создание инфраструктуры для отгрузки нефти, нефтепродуктов, СПГ и конденсата.

Важнейший нефтетранспортный проект: строящийся в настоящее время магистральный нефтепровод Восточная Сибирь — Тихий океан с отводом на Китай. Проектная мощность нефтепровода 80 млн т в год, в том числе первой очереди, завершение строительства которой намечено на 2008 год,  30 млн т в год. Строительство первой очереди ведется со стороны Тайшета и со стороны Сковородино. Согласно поручению президента России, трасса нефтепровода будет проходить за водосборной зоной озера Байкал, по территории с низкой сейсмичностью и высокоперспективной на нефтегазоносность. Маршрут нефтепровода проходит вдоль трассы БАМ по линии Тайшет — Усть-Кут, от Усть-Кута — в северо-восточном направлении по левому берегу Лены (за водоохранной зоной) до Талаканского месторождения, что позволит существенно сократить проектно-изыскательские работы и строительство в целом. Далее маршрут обходит город Ленск с северной стороны, пересекает Лену в районе Олекминска и уходит на восток до города Алдан. От Алдана трасса идет в южном направлении, минуя Нерюнгри, до поселка Тында и далее на Сковородино. Строительство второй очереди нефтепровода предполагает выход к российским портам на Тихом океане и сооружение отвода в Китай в районе Сковородино. Прокладка нефтепровода вдоль Лены даст возможность использовать реку в качестве транспортной магистрали для доставки грузов и техники. Кроме этого, грузы будут поступать по железной дороге, а также воздушным транспортом, рассматривается возможность устройства дополнительных проездов и дорог.

Для экспорта нефти в западные районы Китая (СУАР) необходимо провести реконструкцию с увеличением пропускной способности нефтепровода Омск — Павлодар — Атасу. В настоящее время завершено строительство нефтепровода от Атасу в Казахстане до Алашанкоу в Китае  протяженностью 980 км и начальной ежегодной пропускной способностью 10 млн т. Нефтепровод будет продлен до НПЗ Синьцзян-Уйгурского автономного района и во внутренние провинции КНР, а его мощность может быть увеличена до 30 млн т.

При формировании на востоке России новой системы газопроводов, в первую очередь, целесообразно провести газификацию юга Восточной Сибири, включая Забайкалье, соединение восточносибирской системы с ЕСГ. Это предполагает строительство газопроводов: Ковыктинское месторождение — Саянск — Ангарск, Иркутск — Улан-Уде — Чита, Чаяндинское месторождение — Ковыктинское месторождение, Ковыктинское месторождение — Иркутск — Проскоково. Для экспорта в восточном направлении на первом этапе возможно использование БАМа и Транссиба, что предполагает строительство заводов по сжижению природного и углеводородных газов и ж. д. терминалов по отгрузке СПГ и СУГ в Усть-Куте и Ангарске. После 2010 г., по мере наращивания объемов добычи газа в Восточной Сибири и Республике Саха и развития инфраструктуры газообеспечения в Восточной Азии, должно быть принято окончательное решение о строительстве экспортных газопроводов. Здесь экономически наиболее эффективным представляется маршрут Чита — Забайкальск — Харбин — Далянь — Пекин, Пьентек (Pyeontaek) — Сеул.

<

В период до 2012 г. будет происходить интенсивное наращивание поставок нефти и газа с о-ва Сахалин. На первом этапе не интегрированные в восточносибирскую систему нефтегазообеспечения проекты поставок нефти и газа с месторождений шельфа о-ва Сахалин должны обеспечивать газификацию Сахалинской области и Хабаровского края, загрузку Комсомольского и Хабаровского НПЗ, экспортные поставки. Будет построен новый нефтепровод Северный Сахалин — порт Де Кастри, реализованы нефте- и газопроводные проекты: Северный Сахалин — Южный Сахалин со строительством на юге острова завода по сжижению газа и терминалов по отгрузке СПГ и нефти, Комсомольск-на-Амуре — Хабаровск. В дальнейшем эти проекты могут быть соединены с системами нефте- и газопроводов Восточная Сибирь — Дальний Восток в районе Хабаровска.

В перспективе через территорию Восточной Сибири и Дальнего Востока в Японию, Корею, северо-восточные районы Китая, западные районы США могут быть организованы поставки газа из Западной Сибири с отгрузкой СПГ в портах Тихого океана. Экспорт СПГ из месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа будет проводиться с использованием Северного морского пути.

Поставки трубопроводного газа в западные районы Китая могут осуществляться уже с 2012-2015 гг. через территорию Алтайского края и Республики Алтай с подключением к транскитайскому газопроводу Запад — Восток. Это предполагает продолжение строящегося газопровода Барнаул — Бийск — Горно-Алтайск в направлении Кош-Агач — Канас — Бурчун — Карамай — Урумчи. В дальнейшем по мере наращивания поставок необходимо строительство дополнительных ниток газопровода в транспортном коридоре Уренгой — Сургут — Кузбасс — Алтай – Китай.

Переработку жидких углеводородов в России осуществляют 27 крупных нефтеперерабатывающих заводов, 46 мини–НПЗ и два конденсатоперерабатывающих завода. Их суммарная производственная мощность по сырью составляет около 296 млн. т/год. Все крупные НПЗ России (за исключением группы заводов в Башкирии) и большая часть мини–НПЗ входят в состав крупных нефтяных компаний. Кроме того, российским ВИНК принадлежат активы ряда зарубежных НПЗ, в основном, в СНГ и Восточной Европе (на Украине, в Белоруссии, Болгарии, Румынии, Литве и др.). В настоящее время российские нефтяные компании развивают собственные оптовые и розничные сбытовые сети нефтепродуктов в регионах России, странах СНГ, Восточной и Центральной Европы, а также в США. На ВИНК приходится более 75 % от общего объема переработки нефти в стране.

В современной организационной структуре газовой промышленности России главным производителем и поставщиком газа является ОАО «Газпром» На компанию приходится 85 % добычи и 100 % экспорта газа. Единая система газоснабжения России также контролируется ОАО «Газпром». Крупнейший независимый производитель газа – НОВАТЭК (около 4 % добычи в стране), а также нефтяные компании «Сургутнефтегаз» (2,21 %), «Роснефть» (1,99 %), «ТНК-ВР» (1,33 %), «ЛУКОЙЛ» (0,86 %).

В последние годы в структуре добычи газа в стране произошло некоторое сокращение доли ОАО «Газпром» (на 8 п.п. в период 1999 — 2008 гг.) при одновременном увеличении доли независимых производителей природного газа и нефтяных компаний.

Годовая добыча нефти в России может быть доведена в 2010 г. до 500 млн. т, в 2020 г. – до 550 млн. т, в 2030 г. – до 600 млн. т, добыча в Западной Сибири составит в эти же годы 344,5, 350 и 355 млн. т, соответственно. Инвестиции в разведку и добычу нефти в России составят в 2010 г. – 10,9 млрд. долл. США, в 2020 г. – 14,7 млрд. долл. США, в 2030 г. – 19,5 млрд. долл. США. В Западной Сибири при стабилизации и постепенном снижении добычи нефти в Ханты-Мансийском автономном округе будет происходить ее рост в Ямало-Ненецком автономном округе.

В последние годы в российском секторе Каспийского моря выявлено и подготовлено детальными работами к глубокому бурению ряд нефтегазоносных структур, выявлено и подлежит дальнейшему изучению большое количество неантиклинальных объектов, в том числе высокоперспективные ловушки рифового типа, открыто 5 месторождений. В соответствии с долгосрочной программой геологоразведочных работ к 2010 г. в районе планируется прирастить запасы нефти и конденсата в количестве 348 млн. т. Это позволит к 2015 г. добывать в российском секторе Каспийского моря не менее 8 млн. т, а к 2020 г. – до 20 млн. т нефти и конденсата. Освоение Северо-Каспийской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций позволит в перспективе стабилизировать увеличить добычу нефти в Европейской части страны до 140 — 150 млн. т в год.

Кроме того, произойдет увеличение добычи нефти российскими компаниями за рубежом, прежде всего, в странах Каспийского региона – Казахстане, Туркменистане, Узбекистане, Азербайджане. Из этих стран также возможны поставки нефти российскими операторами в АТР. Здесь лидерами будут выступать «ЛУКОЙЛ», «Газпром» (включая активы «Сибнефти»), «Роснефть».

В дальнейшем при проведении активной государственной политики в области недропользования и лицензирования недр, резком расширении ГРР, развитии перерабатывающей и транспортной инфраструктуры добыча нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке (с учетом добычи на острове Сахалин и его шельфе) может быть к 2020 г. доведена до 90 млн. т, а к 2030 г. – до 145 млн. т.

К 2012 г., с учетом прогноза добычи и переработки нефти в России с детализацией по макрорегионам, экспорта в западном направлении, поставок на НПЗ Восточной Сибири и Дальнего Востока, ежегодный экспорт сырой нефти из России в страны АТР может достичь 44 млн. т, в том числе из Западной Сибири – 20 млн. т, из Восточной Сибири и Республики Саха – 6 млн. т, с Сахалина – 18 млн. т. К 2020 г. экспорт нефти составит около 95 млн. т в год, к 2030 г. – 120 млн. т в год.

В рамках Энергетической стратегии России до 2020 г. стратегическими целями развития газовой промышленности являются: (1) стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на газ; (2) развитие действующей Единой системы газоснабжения страны (ЕСГ) и ее расширение на Восток России; (3) совершенствование организационной структуры газовой отрасли с целью повышения экономических результатов ее деятельности и формирования либерализованного рынка газа; (4) обеспечение стабильных поступлений в доходную часть государственного бюджета и стимулирование спроса на продукцию сопряженных отраслей (металлургии, машиностроения и др.); (5) обеспечение экономических интересов России в Европе и сопредельных государствах, а также в Азиатско-Тихоокеанском регионе и Северной Америке.

Состояние и перспективы увеличения разведанных запасов газа при наличии соответствующих инвестиций и благоприятной ситуации на внутреннем и внешнем рынках газа позволяют довести добычу газа в 2012 г. до 681 млрд. м3, в 2020 г. – до 890 млрд. м3, в 2030 г. – до 910 млрд. м3 в год с последующим поддержанием на этом уровне за счет ввода месторождений, прогнозируемых к открытию.

Для организации крупных поставок нефти и газа российским потребителям и на экспорт в Китай, Японию и другие страны АТР в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке необходимо формирование системы сверхдальнего трубопроводного транспорта, строительство заводов по переработке и сжижению природного газа, создание инфраструктуры для отгрузки нефти, нефтепродуктов, СПГ и конденсата.

Важнейший нефтетранспортный проект: строящийся в настоящее время магистральный нефтепровод Восточная Сибирь – Тихий океан с отводом на Китай. Проектная мощность нефтепровода – 80 млн. т в год, в том числе первой очереди, завершение строительства которой намечено на 2008 г. – 30 млн. т в год. Строительство первой очереди ведется со стороны Тайшета и со стороны Сковородино. Согласно поручению Президента России, трасса нефтепровода будет проходить за водосборной зоной озера Байкал, по территории с низкой сейсмичностью и высоко перспективной на нефтегазоностнось. Маршрут нефтепровода проходит вдоль трассы БАМ по линии Тайшет – Усть-Кут, от Усть-Кута – в северо-восточном направлении по левому берегу Лены (за водоохранной зоной) до Талаканского месторождения, что позволит существенно сократить проектно-изыскательские работы и строительство в целом. Далее маршрут обходит город Ленск с северной стороны, пересекает Лену в районе Олекминска и уходит на восток до города Алдан. От Алдана трасса идет в южном направлении, минуя Нерюнгри, до поселка Тында и далее на Сковородино. Строительство второй очереди нефтепровода предполагает выход к российским портам на Тихом океане; возможно также сооружение нефтепровода – отвода в Китай в районе Сковородино. Прокладка нефтепровода вдоль Лены даст возможность использовать реку в качестве транспортной магистрали для доставки грузов и техники.

В период до 2010 г. будет происходить интенсивное наращивание поставок нефти и газа с о-ва Сахалин. На первом этапе не интегрированные в восточносибирскую систему нефтегазообеспечения проекты поставок нефти и газа с месторождений шельфа о-ва Сахалин должны обеспечивать газификацию Сахалинской области и Хабаровского края, загрузку Комсомольского и Хабаровского НПЗ, экспортные поставки. Будет построен новый нефтепровод Северный Сахалин – порт Де Кастри, реализованы нефте- и газопроводные проекты: (1) Северный Сахалин – Южный Сахалин со строительством на юге острова завода по сжижению газа и терминалов по отгрузке СПГ и нефти, (2) Комсомольск-на-Амуре – Хабаровск. В дальнейшем эти проекты могут быть соединены с системами нефте- и газопроводов Восточная Сибирь – Дальний Восток (Владивосток — Находка) в районе Хабаровска.

В перспективе через территорию Восточной Сибири и Дальнего Востока в Японию, Корею, северо-восточные районы Китая, западные районы США могут быть организованы поставки газа из Западной Сибири с отгрузкой СПГ в портах Тихого океана. Экспорт СПГ из месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа будет проводиться с использованием Северного морского пути.

Еще один важный проект по выходу на энергетические рынки АТР, выдвинутый Президентом России – газопровод «Алтай», предполагающий крупно масштабные поставки западносибирского газа в западные районы Китая. Поставки трубопроводного газа в Синьцзян-Уйгурский автономный район могут осуществляться уже с 2012 — 2015 гг. через территорию Алтайского края и Республики Алтай с подключением к транскитайскому газопроводу Запад – Восток. Это предполагает продолжение строящегося газопровода Барнаул – Бийск – Горно-Алтайск в направлении Урумчи параллельно проектируемой автомобильной дороге «Алтай – Китай». В дальнейшем, по мере наращивания поставок, необходимо строительство дополнительных ниток газопровода в транспортном коридоре «ЯНАО (КС Пурпейская) – Сургут – Кузбасс – Алтай – Китай». Протяженность трассы до границы с КНР составляет около 2670 км.

Практическое задание

На исследуемом предприятии ОАО «Тихорецкие электросети» общий уровень оплаты труда на фирме может зависить от следующих основных факторов:

результатов хозяйственной деятельности предприятия;

кадровой политики предприятия;

стоимости жизни (потребительской корзины);

уровня безработицы в регионе, области, среди работников соответствующих специальностей;

влияния профсоюзов, конкурентов и государства и др.

Именно рациональная организация оплаты труда на ОАО «Тихорецкие электросети» позволяет стимулировать результаты труда и деятельность его работников, обеспечивать конкурентоспособность на рынках труда и готовой продукции, необходимую рентабельность и прибыльность продукции.

В основу организации оплаты труда на исследуемом предприятии ОАО «Тихорецкие электросети» лежат следующие основные принципы:

формы материального вознаграждения конкурентоспособны относительно форм вознаграждения других организаций-конкурентов;

учитывается размера минимальной оплаты труд, установленный государством;

обеспечивается социальная защищенность работников организации с помощью государственных и внутрифирменных гарантий труда;

оплата осуществляется по конечным результатам производства и в зависимости от количества и качества затраченного труда;

дифференциация заработной платы в зависимости от квалификации работника, условий труда, отраслевой и региональной принадлежности предприятия, обеспечение рациональных соотношений в оплате сложного и простого, умственного и физического труда;

систематическое повышение реальной заработной платы, т.е. превышение темпов роста номинальной заработной платы над темпами инфляции;

превышение темпов роста производительности труда над темпами роста средней заработной платы.

Важным средством мотивации и стимулирования трудовой деятельности персонала являются доходы. Доходы работников ОАО «Тихорецкие электросети» представляют собой вознаграждение или заработную плату, получаемые работником за предоставление своей рабочей силы. Структура доходов работников представляет три основных составляющих: тарифные ставки и оклады, надбавки и премии, доплаты и компенсации.

Тарифные ставки и оклады определяют величину оплаты труда, в соответствии с его сложностью и ответственностью, при нормальных условиях работы и соответствующих затратах рабочей силы.

Основная ставка заработной платы зависит от положения работника в иерархической структуре компании. В ней можно выделить следующие основные уровни:

– руководство;

– начальники отделов;

– сотрудники отделов и торгового отдела;

– вспомогательный персонал.

Все работники предприятия, успешно справляющиеся со своими производственными заданиями и принимающие активное участие в общественной жизни предприятия, получают премию по итогам работы за реализации проектов, на основе положения разработанного в трудовом коллективе. Эти меры направлены на то, чтобы повысить заинтересованность работников в эффективном труде, укрепить коллектив и снизить текучесть кадров.

Для руководителей, специалистов и служащих не реже одного раза в три года проводится аттестация, по итогам которой принимается решение о понижении или повышении работника в должности, а также о повышении или понижении окладов и надбавок, а при необходимости и об освобождении работника от занимаемой должности.

На ОАО «Тихорецкие электросети» применяется и стимулирование, регулирующее поведение работника на основе выражения общественного признания. Оно производится путем объявления о благодарности приказом по предприятию, вручения почетных грамот, размещения фотографий на доске почета.

Наряду с премиями в организации ОАО «Тихорецкие электросети» существует также и система штрафов. Она выражается в лишении премии либо уменьшении ее размеров за разного рода нарушения трудовой дисциплины, правил техники безопасности, разглашение служебной, коммерческой и налоговая тайна.

Кроме традиционных форм материального стимулирования сотрудников в фирме ОАО «Тихорецкие электросети» применяются и некоторые менее традиционные формы. Администрация ОАО «Тихорецкие электросети» не забывает и о важных как личных (рождение ребенка, день рождения сотрудника), так и общих праздниках (Новый год, 8 Марта, 23 февраля и др.). Сотрудники ценят не только материальную сторону этих мероприятий, но и внимание администрации к личности каждого, а также возможность в неформальной обстановке пообщаться с коллегами. Таким образом, руководство фирмы как бы сочетает вместе экономические стимулы с неэкономическими.

Наряду с вышеперечисленными стимулами используются также и чисто неэкономические. В основном это личные благодарности работникам, выносимые начальством, создание администрацией благоприятных возможностей для изучения таких необходимых в работе дисциплин, как маркетинг, психология, банковское дело.

Характеристика динамики заработной платы на анализируемом предприятии приведена в табл. 1.

Таблица 1 – Динамика заработной платы на предприятии по категориям работающих

Показатель

Рабочие

Категории персонала

ППП

Всего

ИТР

служащие

Непром. Группа

Весь персонал

1

Фонд заработной

платы

в 2007 г., млн. руб.

22473

5888,4

2523,6

30885

2974

33859

2

Плановый фонд

заработной

платы в 2008 г.,

млн. руб.

25508

7652,4

3279,6

36440

3644

40084

3

Фактический фонд

оплаты

труда в 2008 г.,

млн. руб.

23068,5

6920,55

2965,95

32955

7101

40056

4

Абсолютная экономия

(перерасход) по

фонду заработной

платы, млн. руб.

-2439,5

-731,85

-313,65

-3485

3457

-28

5

Относительная

экономия

(перерасход)

по фонду

заработной

платы, млн. руб.

17110,14

6

Средняя заработная

плата в год, тыс.руб.

в 2007 г.

34,95

150,98

56,08

42,48

37,65

42,01

по плану в 2008 г.

40,30

196,22

74,54

54,39

28,92

50,36

фактически в 2008 г.

39,30

177,45

67,41

49,19

56,36

50,32

Как видно из приведенных данных, в 2007 г. фонд оплаты труда работников предприятия составил 33859 тыс.руб., в том числе 30885 тыс.руб. (91,22%) – фонд оплаты труда промышленно-производственного персонала и 2974 тыс.руб. (8,78%) – фонд оплаты труда непроизводственной группы. Структура фонда оплаты труда промышленно-производственного персонала в 2007 г. выглядела следующим образом: 22473 тыс.руб. (72,76%) – фонд заработной платы рабочих, 5888,4 тыс.руб. (19,07%) – фонд заработной платы инженерно-технических работников, 2523,6 тыс.руб. (8,17%) – фонд заработной платы служащих. На 1 рабочего в 2007 г. приходилось в среднем 34,95 тыс.руб. в год, инженерно-технического работника – 150,98 тыс.руб. в год, служащего – 56,08 тыс.руб. в год. На 2008 г. было запланировано увеличение фонда оплаты труда на 18,38%, в том числе фонда оплаты промышленно-производственного персонала на 17,98%, фонда оплаты непроизводственной группы на 22,53%. Соответственно в фонде оплаты труда промышленно-производственного персонала фонд оплаты труда рабочих планировалось увеличить на 13,5%, инженерно-технических работников на 29,96%, служащих на 29,96%. Фактический фонд оплаты труда в 2008 г. вырос по сравнению с 2007 г. на 6197 тыс.руб. или на 18,3%, однако фонд оплаты труда промышленно-производственного персонала вырос на 6,7%, а фонд оплаты труда непроизводственной группы – на 138,76%. Фонд оплаты труда рабочих в 2008 г. по сравнению с 2007 г. фактически вырос на 2,6%, ИТР – на 17,53%, служащих – 17,5%. За счет перерасхода средств по фонду оплаты труда непроизводственной группы ни одна составляющая фонда оплаты ППП не вышла на плановый уровень, хотя по отдельным составляющим она увеличилась достаточно существенно. В результате по рабочим, ИТР и служащим была отмечена абсолютная экономия фонда заработной платы, по непроизводственной группе – перерасход. Относительная экономия фонда заработной платы, рассчитанная с учетом резкого опережающего роста производительности труда составила в 2008 г. 17110,14 тыс.руб..

Удельная заработная плата по категориям работающих выглядела в 2008 г. следующем образом: в среднем по предприятию – 50,32 тыс.руб. в год (4193 руб. в мес.), в том числе по промышленно-производственному персоналу – 49,19 тыс.руб. в год (4099 руб. в мес.), по непроизводственной группе – 56,36 тыс.руб. в год (4697 руб. в мес.). по группам промышленно-производственного персонала средняя заработная плата выглядела следующим образом: самая высокооплачиваемая группа – инженерно-технические работники (177,45 тыс.руб. в год или 14787,5 руб. в мес.), далее служащие (67,41 тыс.руб. в год или 5617,5 руб. в мес.), и только в самом конце рабочие (39,3 тыс.руб. в год или 3275 руб. в мес.). Несмотря на такую дифференциацию, анализируемое предприятие сумело обеспечить своим работникам достаточно высокий жизненный стандарт.

Проведем сравнение темпов роста средней заработной платы и производительности труда (табл. 2).

Таблица 2 – Анализ соотношения темпов прироста производительности труда и средней заработной платы

Наименование показателей

ед. изм.

2006 г.

2007 г.

2008 г.

1

Реализованная продукция

млн. руб.

133,1

138,3

233,5

2

Фонд заработной платы ППП

тыс.руб.

26445

30885

32955

3

Среднесписочная численность ППП

чел.

717

727

670

4

Выработка на одного работающего

тыс.

руб. /чел.

185,63

190,23

348,51

5

Средняя заработная плата на одного работающего

тыс.руб.

36,88

42,48

49,19

6

Темпы прироста по сравнению с предыдущим годом

производительности труда

%

2,48%

83,20%

средней заработной платы

%

15,18%

15,78%

7

Прирост заработной платы на 1% прироста производительности труда

6,13

0,19

Как видно из приведенных данных, в 2007 г. на 1% прироста производительности труда пришлось 6,13% прироста средней заработной платы. В теории такая ситуация считается негативной, однако действительно правильно оценить ее можно только с учетом абсолютных размеров обоих показателей. Кроме того, преобладающий рост средней заработной платы может стать мощным стимулирующим фактором, что отчетливо видно на примере анализируемого предприятия. В 2008 г. рост производительности труда существенно превысил рост средней заработной платы, на 1% прироста производительности труда пришлось всего 0,19 прироста средней заработной платы. Такую ситуацию и теоретически и практически можно оценить однозначно положительно.

Подводя итог сказанному в данном пункте курсовой работы, отметим: использование трудовых ресурсов на анализируемом предприятии находилось в 2007 – 2008 гг. на достаточно высоком уровне, что характеризовалось высокой производительностью труда и средней заработной платой, но что гораздо важнее – был зафиксирован резкий рост производительности труда, что в нынешних, достаточно жестких для промышленных предприятий условиях можно оценить очень высоко. Анализ трудовых показателей однозначно указал на достижение целей кадровой политики предприятия в 2006 – 2008 гг.

Список литературы

  1. Алфёров Ж.И., Андреев В.М., Румянцев В.Д. Тенденции и перспективы развития солнечной фотоэнергетики// Физика и техника полупроводников, М.,2004, Т.38, Вып.8, С. 937-948.
  2. Дмитриевский А.И. Энергетическая стратегия России до 2020 года. : перспективы развития нефтяной и газовой промышленности России. Энергодиалог : Россия – ЕС : Россия – АТР : Россия – США. –М.Наука, 2007.
  3. Коржубаев А.Г., Филимонова И.В., Эдер Л.В. современное состояние и прогноз развития нефтегазового комплекса России на ближайшие десятилетия ХХI века с учетом международных тенденций // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2007. № 2.
  4. Лисичкин С.М. Очерки по истории развития отечественной нефтяной промышленности. Ленинград, 1954.
  5. Баева А. Г., Москвичёва В. Н. Геотермальная энергия: проблемы, ресурсы, использование. Библиографический указатель. –М.: Издательство СО АН СССР, Институт теплофизики, 1979.
  6. Берман Б. Ф. Геотермальная энергия. – М.: Издательство Мир, 1978.
  7. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: учебник для вузов.– Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2007.
  8. Мировые запасы нефти заканчиваются быстрее, чем ожидалось // The Independent. 14 июня 2007.
  9. Никитчук И. Существует ли сегодня альтернатива нефти и газу? // Советская Россия. 05 июля 2007.
  10. Савицкая Г. В. Анализ хозяйственной деятельности предприятий.–М.: Учеб.-ИП «Экоперспектива», 2008
  11. Севастопольский А. Е Геотермальная энергия: Ресурсы, разработка, использование : Пер. с англ. Издательство Мир, 1975.
  12. Экономика предприятия / Под ред. О.И. Волкова. М., 2010.
  13. Экономика предприятия. /Под ред. В.Л. Горфинкеля, В.А. Швандара. – М.: Банки и биржи, 2010.
  14. Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Курчиков А.Р. На переломе. Стратегия развития нефтяной промышленности России в первые десятилетия XXI в. // Нефть России, № 4, № 5, 2004, с. 3 — 21, 28 — 43.
<

Комментирование закрыто.

MAXCACHE: 1.02MB/0.00042 sec

WordPress: 23.24MB | MySQL:114 | 2,094sec