3.1.1 Развитие мирового топливно-энергетического комплекса
Топливно-энергетические ресурсы и, в первую очередь, нефть, природный газ и уголь, являются важнейшими природными ресурсами, определяющими экономическое развитие государств.
Минеральные энергетические ресурсы стали играть ведущую роль в мировой экономике с XVII века. В это время в больших объемах в качестве топлива стали использовать уголь, примитивная добыча которого известна с древнейших времен (Китай, Греция и другие страны). Становление угольной промышленности связано с использованием углей в качестве кокса при выплавке чугуна (вторая половина
XVIII века).
Начиная с XIX века крупным потребителем угля становятся железнодорожный и водный (речное и морское пароходство) виды транспорта. Основные угольные бассейны России были открыты в начале XVIII века – Донецкий (1721 г.), Подмосковный (1722 г.), а также Кузнецкий (1722 г.). Прогресс Российской промышленности напрямую связан с развитием угольной отрасли промышленности. В начале
XX века началось активное исследование и освоение Кузнецкого бассейна. В это время добыча угля в России составляла около 2 % от мирового уровня (таблица 20) [21].
Показатель – тонны условного топлива (т.у.т.) используется для сравнения теплового эффекта от сжигания разных видов топлива. За условное принимается топливо с низшей теплотой сгорания
29,3 Мдж/кг. Пересчет натурального топлива в условное производится умножением его массы на калорийный эквивалент ЭК – отношение низшей теплоты сгорания условного топлива к низшей теплоте сгорания исследуемого топлива. Для перевода в т.у.т. показатели добычи углей умножают, в среднем, на 0,6 (0,467 для бурого угля и 0,768 для каменного угля), показатели добычи нефти – на 1,43 и показатели добычи природного газа – на 1,15.
Таблица 20 – Добыча топлива в России
Год |
Уголь |
Нефть |
Газ |
|||||
млн т |
млн т.у.т. |
млн т |
млн т.у.т. |
млрд м3 |
млн т.у.т. |
|||
1913 |
6,0 |
3,6 |
1,3 |
1,8 |
0,02 |
0,02 |
||
1940 |
73 |
44 |
7 |
10 |
0,4 |
0,46 |
||
1950 |
160 |
96 |
18,2 |
26 |
3,1 |
3,6 |
||
1965 |
319 |
191 |
200 |
286 |
65 |
75 |
||
1970 |
336 |
202 |
284 |
406 |
83 |
96 |
||
1975 |
374 |
224 |
411 |
588 |
115 |
132 |
||
1980 |
384 |
230 |
547 |
782 |
254 |
292 |
||
1985 |
387 |
232 |
542 |
775 |
462 |
531 |
||
1990 |
386 |
231 |
519 |
742 |
641 |
737 |
||
1993 |
306 |
184 |
354 |
506 |
618 |
711 |
||
2004 |
300 |
180 |
460 |
658 |
542 |
623 |
||
2007 |
330 |
200 |
492 |
704 |
651 |
749 |
||
2012 |
352 |
211 |
518 |
741 |
655 |
753 |
||
Нефть стала играть ведущую роль в мировом топливно-энергетическом хозяйстве в XX веке. Ее доля в потребляемых энергоресурсах нарастала быстрыми темпами: 3 % в 1900 г., 5 – в 1913 г., 24 – в 1950 г., а в 1972 г. уже 42. В настоящее время доля нефти в мировом топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) остается значительной, но ее промышленные запасы сокращаются (таблица 21) [21].
Промышленные запасы нефти в России оцениваются примерно в 15 млрд т, что составляет около 8 % от мировых запасов.
Развитие промышленной нефтедобычи началось в середине
XIX века. В 1859 г. первая нефтепромысловая скважина была пробурена в США, а в России (на Кубани) в 1864 г. Увеличение нефтедобычи связано с открытием в середине XX века богатейших запасов нефти на Аравийском полуострове и в Западной Сибири. США занимают сейчас ведущее место по нефтепереработке, а Россия одно из ведущих мест по добыче сырой нефти.
Таблица 21 – Запасы нефти и обеспеченность запасами в мире
(на 1.01.2003 г.)
Страна |
Подтвержденные запасы, млн т |
Доля в мире, % |
Обеспеченность, годы |
Россия |
15 050 |
8,1 |
40 |
Саудовская Аравия |
35 856 |
19,2 |
96 |
Канада |
24 660 |
13,2 |
226 |
Иран |
17 797 |
9,5 |
104 |
Ирак |
14 960 |
8 |
149 |
Кувейт |
13 541 |
7,3 |
144 |
ОАЭ |
12 970 |
7 |
130 |
Венесуэла |
11 400 |
6,1 |
100 |
Казахстан |
4 200 |
2,3 |
89 |
Ливия |
4 041 |
2,2 |
61 |
Нигерия |
4 020 |
2,2 |
41 |
Китай |
3 247 |
1,7 |
19 |
США |
3 075 |
1,6 |
11 |
Мексика |
2 355,7 |
1,3 |
15 |
Всего в мире |
186 462 |
100 |
56 |
Газовая промышленность зародилась на рубеже XVIII – XIX веков. В это время газ, получаемый из каменного угля, использовался для уличного освещения крупнейших городов Западной Европы (Париж, Лондон и т. д.). В первой половине XIX века появились газогенераторы, используемые для промышленной переработки каменного угля в природный газ. Бурное развитие газовой промышленности связано с открытием крупнейших газовых месторождений на севере Западной Европы и в Западной Сибири. В Советском Союзе активное развитие газовой промышленности происходило в 70-е и 80-е годы XX века, поэтому отрасль оказалась наиболее устойчивой и эффективной при распаде СССР и переходе Российской Федерации к рыночной экономике. Данные по запасам природного газа и по обеспеченности запасами в мире и в ведущих странах – производителях природного газа приведены в таблице 22 [21].
Таблица 22 – Запасы и обеспеченность запасами природного газа
(на 1.01.2002 г.)
Страна |
Подтвержденные запасы, млрд м3 |
Доля в мире, % |
Обеспеченность, годы |
Россия |
47 200 |
28,1 |
79 |
Иран |
26 584 |
15,8 |
240 |
Катар |
21 443 |
12,8 |
520 |
Саудовская |
6 458 |
3,8 |
112 |
ОАЭ |
6 000 |
3,6 |
104 |
США |
5 192 |
3,1 |
7 |
Алжир |
4 952 |
2,9 |
31 |
Венесуэла |
4 222 |
2,5 |
64 |
Туркменистан |
2 858 |
1,7 |
45 |
Индонезия |
2 476 |
1,5 |
29 |
Малайзия |
2 335 |
1,4 |
43 |
Австралия |
2 264 |
1,3 |
66 |
Всего в мире |
168 117 |
100 |
53 |
Таким образом, природный газ вышел на первое место в структуре топливно-энергетического баланса (ТЭБ). Но ограниченные запасы этого энергетического ресурса заставляют повышать объемы использования угля. Доля угля значительна в ТЭБ ведущих государств [6, 11, 26]. В то же время широкое использование угля в энергетике требует определенных экологических мероприятий, так как уголь при сжигании дает выброс вредных веществ в несколько раз больше, чем нефть и газ.
3.1.2 Потребление топливно-энергетических ресурсов в мире
В таблицах 23 и 24 приведена структура топливно-энергетического баланса (ТЭБ) в наиболее развитых странах мира.
В целом же в современном топливно-энергетическом балансе мира уголь занимает около четверти, газ – также четвертую часть, а нефть – 40 % в объеме потребления энергоресурсов [6, 7, 11, 26].
При этом в Китае доля угля в ТЭБ составляет около 70 %, в США – 25 %. В России доля угля в ТЭБ составила в 2010 г. 26 %, а доля природного газа превышает 50 %. Во Франции около 40 % вырабатываемой в ТЭК энергии приходится на атомную промышленность. Также высока доля атомной энергии в ТЭБ Финляндии (21 %) и Южной Кореи (15 %).
При этом в ТЭБ Австралии нет атомной энергии, но 44 % в выработке энергии составляет уголь.
Таблица 23 – Структура ТЭБ развитых стран мира в 2005 г.
В процентах
Страна |
Вид топлива / энергии |
||||
нефть |
газ |
уголь |
ядерная энергия |
гидро- энергия |
|
Россия |
19 |
54 |
16 |
5 |
6 |
США |
40 |
24 |
25 |
8 |
3 |
Канада |
31 |
26 |
10 |
7 |
26 |
Франция |
36 |
15 |
5 |
39 |
5 |
Германия |
38 |
22 |
25 |
11 |
4 |
Италия |
47 |
39 |
9 |
– |
5 |
Велико- британия |
37 |
37 |
17 |
8 |
1 |
Япония |
46 |
14 |
23 |
13 |
4 |
Южная Корея |
47 |
13 |
24 |
15 |
1 |
Мексика |
60 |
30 |
4 |
2 |
4 |
Бразилия |
43 |
9 |
7 |
1 |
40 |
Чили |
44 |
25 |
9 |
– |
22 |
Венесуэла |
37 |
38 |
– |
– |
25 |
Австрия |
41 |
26 |
7 |
– |
26 |
Финляндия |
43 |
14 |
10 |
21 |
12 |
Испания |
53 |
20 |
14 |
9 |
4 |
Украина |
38 |
24 |
25 |
11 |
2 |
Австралия |
33 |
20 |
44 |
– |
3 |
Китай |
21 |
3 |
69 |
1 |
6 |
Индия |
30 |
8 |
55 |
1 |
6 |
Таблица 24 – Мировое потребление топливно-энергетических ресурсов в 2007 г.
В процентах
Наименование |
Объем потребления |
Объем потребления |
Нефть |
40 |
21 |
Газ |
23 |
52 |
Уголь |
27 |
18 |
Другие ТЭР |
10 |
9 |
Следует также отметить, что высокую долю в ТЭБ Мексики составляет нефть (60 %), а в ТЭБ Бразилии 40 % составляет гидроэнергия.
Высокая доля в ТЭБ России потребления природного газа определяется открытием огромных запасов природного газа в Западной Сибири в 50-е гг. XX в. Это породило эпоху так называемой «газовой паузы», т. е. преимущественного потребления этого энергоресурса до появления нового (термоядерные реакторы, водородные источники энергии и т. д.). Однако в структуре мирового ТЭБ потребление угля выше, чем потребление природного газа. Это обстоятельство следует учитывать при реализации энергетической политики РФ.
При характеристике структуры мирового ТЭБ следует учитывать и другие особенности. В первую очередь это объединение отдельных государств в экономические сообщества, для которых характерны свои соотношения топливно-энергетического баланса.
Например, несколько отличается общая структура ТЭБ у стран, входящих в организацию экономического сотрудничества и развития (ОЭСР), в которую входят Австралия, Австрия, Бельгия, Великобритания, Венгрия, Германия, Греция, Дания, Ирландия, Испания, Италия, Канада, Корея, Люксембург, Мексика, Нидерланды, Новая Зеландия, Норвегия, Польша, Португалия, Словакия, США, Турция, Финляндия, Франция, Чешская республика, Швейцария, Швеция, Япония. При схожих тенденциях развития ТЭБ стран ОЭСР с тенденциями развития ТЭБ в мире (таблица 25) имеются свои характерные особенности.
Таблица 25 – Доля энергоносителей в топливно-энергетическом балансе стран ОЭСР
В процентах
Энергоноситель |
Год |
||||||
1973 |
1980 |
1990 |
1997 |
1998 |
1999 |
2000 |
|
Уголь |
22,4 |
23,5 |
23,4 |
21,2 |
20,3 |
20,3 |
20,3 |
Нефть |
53,1 |
48,2 |
42,1 |
41,6 |
41,3 |
41,3 |
40,9 |
Природный газ |
18,8 |
19,1 |
18,6 |
20,6 |
21,1 |
21,1 |
21,7 |
Возобновляемые источники |
2,1 |
2,6 |
3,0 |
3,2 |
3,4 |
3,4 |
3,3 |
Атомная |
1,3 |
4,0 |
10,0 |
10,6 |
11,0 |
11,0 |
11,0 |
Гидроэнергия |
2,3 |
2,6 |
2,8 |
2,8 |
2,8 |
2,8 |
2,7 |
Всего |
100,0 |
100,0 |
100,0 |
100,0 |
100,0 |
100,0 |
100,0 |
В перечисленных странах более широко используются атомная и гидроэнергия, но менее востребованы возобновляемые топливно-энергетические ресурсы.
В США, Японии, Германии, Китае и некоторых других странах роль стабилизирующего и даже доминирующего топлива играет уголь, который обеспечивает надежность энергоснабжения и энергетическую безопасность этих стран. Доля газа в балансе колеблется всего от 14 в Японии до 37 % в Великобритании. США и Германия обеспечивают газом только 22–24 % своих потребностей и не опускают долю угля ниже 25 % [21, 26].
Доля угля в производстве электроэнергии мира в 2000 г. составила почти 40 % (таблица 26), из них – в Китае 70, в Германии – 58, в США – 44, а в России всего 18 %.
Прирост потребления первичных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в мире за 2000–2007 гг. составил 19,4 % при сохранении примерно тех же структурных соотношений в ТЭБ [26].
Таблица 26 – Мировое производство электроэнергии в 2000 г.
В процентах
Наименование |
Доля |
Уголь |
38,1 |
Гидроэнергия |
17,5 |
Атомная энергия |
17,2 |
Газ |
17,1 |
Нефть |
80,5 |
Прочие |
1,6 |
3.2 Топливно-энергетический комплекс России
3.2.1 Основные проблемы развития современного топливно- энергетического комплекса РФ и Сибири
В настоящее время актуальной проблемой для развития топливно-энергетического комплекса (ТЭК) является проблема дефицита ресурсов. Получение гидроэнергии ограничивается дефицитом водных ресурсов и требованиями экологии. Использование солнечной и других нетрадиционных видов энергии ограничивается уровнем развития техники и, следовательно, отсутствием технологий. Применение атомной энергии ограничивается повышенной опасностью (серьезные последствия возможных аварий).
Таким образом, к основным видам используемых в настоящее время топливно-энергетических ресурсов относятся: нефть, природный газ, уголь, торф, горючие сланцы.
Использование этих полезных ископаемых в ТЭК имеет свои особенности. Торф и горючие сланцы имеют небольшую долю в топливно-энергетическом балансе РФ. Месторождения расположены в Центральном и Северо-Западном экономических районах, а также в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Небольшие запасы, удаленность большинства месторождений от потребителей объясняют незначительное влияние в настоящее время этих горючих полезных ископаемых на энергетику страны.
Мировые запасы нефти оцениваются специалистами следующим образом. При существующих объемах добычи (с учетом прогнозируемого прироста) балансовые запасы нефти могут истощиться в течение 30–50 лет. Это объясняется сложностью процесса извлечения нефти из недр, обусловленной и экологическими требованиями, климатическими условиями (например, сложными условиями добычи на море и в северных районах).
Прирост запасов требует повышенного финансирования геологоразведочных работ. Финансирование, по большей части, производится нефтедобывающими компаниями, а они в последнее время снижают объемы финансирования геологоразведочных работ, направляя прибыль от продажи нефти в наиболее привлекательные проекты с быстрой окупаемостью [21].
По мировым запасам природного газа складывается во многом схожая ситуация. По мнению специалистов, разведанных запасов природного газа может хватить на 50–70 лет. Запасов и ресурсов природного газа в Российской Федерации больше, чем запасов и ресурсов нефти. Так, прогнозные ресурсы природного газа, сосредоточенные на полуострове Ямал, в перспективе благоприятные для промышленной разработки, оцениваются примерно в 100 трлн м3.
Добыча природного газа в РФ сейчас составляет около 0,6 трлн м3. При этом цены на природный газ в мире до 2008 г. росли и превысили 200 $ за 1000 м3, но в РФ цены были около 40 $ за 1000 м3 (в ценах 2005–2007 гг.). В качестве дополнительного источника природного газа рассматривается метан угольных пластов. Например, запасы метана в Кузнецком угольном бассейне оцениваются в 13 трлн м3. Добыча метана из пластов в Кузбассе будет эффективна, если его себестоимость не будет превышать себестоимость добычи природного газа в России из традиционных месторождений. Кроме того, применяемые технологии добычи метана не должны снижать качества самих углей [21].
В мире насчитывается более 4 трлн т запасов ископаемых углей. Наиболее крупные запасы угля сосредоточены в 3-х странах: России, США, Китае (таблица 27) [21, 22].
В Российской Федерации более 200 млрд т балансовых запасов углей. Из всего этого объема угольной массы наиболее востребованы в промышленности в основном определенные марки коксовых углей (например, КС и СС) и антрацитов, т. е. запасов углей дефицитных марок гораздо меньше. Например, в РФ запасы угля в Ленском и Тунгусском бассейнах превышают 1 трлн т, но угли в основном бурые. Кроме того, они расположены в неблагоприятных климатических условиях.
Таблица 27 – Запасы ископаемых углей в мире и ведущих странах
(на 1.01.2002 г.)
Страна |
Общие запасы (в том числе каменного угля), млрд т |
Доля |
Извлекаемые запасы (в том числе камен- ного угля), млрд т |
Доля |
Россия |
221,3 (66,3) |
5,2 |
157,0 (49,1) |
15,1 |
США |
980,3 (568,3) |
23,0 |
250,0 (115,9) |
24,0 |
Китай |
986,1 (857,9) |
23,1 |
114,5 (62,2) |
11,0 |
Австралия |
652,1 (460,3) |
15,3 |
82,1 (42,6) |
7,9 |
Индия |
197,8 (195,8) |
4,6 |
84,4 (82,4) |
8,1 |
Германия |
180,1 (125,6) |
4,2 |
66,0 (23) |
6,3 |
ЮАР |
83,9 (83,9) |
2,0 |
49,5 (49,5) |
4,8 |
Казахстан |
127,5 (113,0) |
3,0 |
34,0 (31) |
3,3 |
Украина |
71,8 (53,9) |
1,7 |
34,2 (16,3) |
3,3 |
Бразилия |
39,4 (27,5) |
0,9 |
23,9 (11,9) |
2,3 |
Польша |
36,6 (20,4) |
0,9 |
22,2 (20,3) |
2,1 |
Канада |
131,8 (115,4) |
3,1 |
6,6 (3,5) |
0,6 |
Всего в мире |
4 262 (3 108) |
100 |
1039,8 (572,4) |
100 |
В связи с этим наиболее благоприятными являются условия для добычи угля в Кузбассе. Прогнозные ресурсы до глубины 1800 м насчитывают около 900 млрд т угля. Разведанные запасы (до глубины 600 м) насчитывают примерно 55 млрд т угля. Из них около 30 млрд т составляют коксовые угли, а из этих 30 млрд т – 20 млрд т относятся к наиболее ценным маркам угля.
Следует учитывать благоприятные климатические условия, развитую инфраструктуру, а также востребованность кузнецких углей в стране и за рубежом (прибыль от продажи углей составляет весомую долю валютных доходов государства).
Для повышения уровня конкурентоспособности угледобывающих предприятий Кузбасса необходимо:
- решить проблемы повышения качества угольной продукции за счет внедрения современных технологий добычи и обогащения угля;
- повысить конкурентоспособность угольной отрасли за счет глубокой переработки угля;
- решить проблемы транспортной поставки угля потребителям (снижение железнодорожных тарифов);
- решить ценовую проблему стоимости угля и природного газа на внутреннем и мировом рынках.
В настоящее время доля ТЭК в экономике России составляет
30,6 %, из них электроэнергия – 2,5, уголь – 0,9, газ – 6,1 и нефть – 21,1. Экспорт энергоресурсов дает значительную часть валютных поступлений в бюджет страны (более 50 %) и в бюджеты промышленных регионов (таких, например, как Кемеровская область).
Таким образом, для ТЭК РФ важнейшей и первоочередной задачей является увеличение угле-, газо- и нефтедобычи. Для подъема топливно-энергетического комплекса необходимо привлечение инвестиций. Легче всего инвестиции идут в газовую промышленность, где они быстро окупаются. Для подъема нефтедобычи существуют краткосрочные, долгосрочные и инвестиционные планы:
- краткосрочное планирование предусматривает вложение средств в расконсервацию ранее действующих нефтяных скважин;
- среднесрочные программы направлены на ввод в эксплуатацию новых месторождений;
- долгосрочные планы предусматривают существенный объем инвестиций в новые нефтеносные регионы (Восточная Сибирь).
Подъем нефтяной и угольной промышленности и развитие ТЭК России в целом, в первую очередь связаны с Сибирским регионом, так как Сибирский ТЭК является основой ТЭК России. Развитие ТЭК в Сибири осуществляется согласно «Энергетической стратегии России на период до 2020 г.» (далее – Стратегия) принятой Правительством РФ 28.08.2003 г. [17]. Успешное выполнение этой программы позволило в 2006 г. перейти к Стратегии – 2030, являющейся моделью поэтапного перспективного развития с инновационным обновлением отраслей ТЭК [7, 8].
Одной из базовых задач реализации долгосрочной энергетической политики России является рост энергоэффективности, масштабное снижение удельной энергоемкости экономики. В соответствии со Стратегией – 2020 удельная энергоемкость ВВП в 2008 г. должна была снизиться по сравнению с 2000 годом на 22 %, а фактически она снизилась на 33,3 %. По сравнению с 2007 г. удельная энергоемкость экономики в 2008 г. уменьшилась на 4,4 % (рост ВВП составил 5,6 % при росте потребления ТЭР на 0,9 %) [8].
ТЭК Сибири занимает особое место в России, от его развития зависит развитие экономики России. Топливно-энергетическому комплексу уделяется особое место в программе увеличения ВВП, где предусмотрены высокие темпы его развития. Главная особенность Сибири – это огромный ресурсный потенциал. Территория Сибири занимает 57 % от всей территории России. На долю региона приходится до 85 % минеральных ресурсов. Прогнозируемый экономический рост России и спрос на ТЭР на Евразийском континенте требуют эффективного развития нефтегазовой и угольной промышленности.
В настоящее время в Сибири добывается около 80 % энергетических ресурсов страны и вырабатывается около 60 % электроэнергии. Для достижения устойчивого роста экономики России в 2020 г. (согласно Стратегии) добыча нефти должна быть доведена до 520 млн т, газа – 740 млрд м3, угля – 460 млн т. Поставленные цели требуют увеличения темпов добычи энергетических ресурсов, что, в свою очередь, требует увеличения минерально-сырьевой базы энергоресурсов Сибири [11].
Энергетическая стратегия самой Сибири исходит из следующих приоритетов:
1) стабилизация и наращивание добычи нефти и газа в Западной Сибири;
2) открытие новых месторождений (Восточная Сибирь и шельф арктических морей);
3) развитие угольной промышленности, глубокой переработки угля и углехимии;
4) расширение минерально-сырьевой базы энергоносителей;
5) экспорт сибирских энергоресурсов на мировой рынок;
6) развитие газоперерабатывающей промышленности;
7) повышение эффективности переработки энергоресурсов;
8) развитие эффективных тепло- и электростанций с использованием угольного топлива, работающих на новой энергоэффективной технологической основе;
9) налаживание технолого-экономических связей с другими регионами страны.
Краткая характеристика основных отраслей топливно-энергетического комплекса
Нефтяная промышленность
Первое нефтяное месторождение – Шаимское, было открыто в 1961 г. Сибирь располагает возможностями наращивания нефтедобычи за счет Западно-Сибирской нефтегазовой провинции, а также за счет Ленно-Тунгусской нефтегазовой провинции, развивающейся в Восточной Сибири. В 2008 г. добыча нефти составила 487,6 млн т, что составило 99,3 % к уровню добычи предыдущего года. Снижение уровня добычи произошло из-за ухудшения горно-геологических условий разработки месторождений и из-за отсутствия стимулов у нефтедобывающих компаний для освоения новых месторождений (высокая налоговая нагрузка в условиях мирового кризиса). Экспорт нефти в 2008 г. составил 204,9 млн т, что составляет 92,6 % к предыдущему году и объясняется снижением уровня добычи нефти увеличением поставок нефти на переработку внутри страны (на 3,2 %) вследствие более высокой эффективности продаж нефтепродуктов по сравнению с экспортом нефти [8].
Газовая промышленность
Первое газовое месторождение в Сибири – Березовское, было открыто в 1953 г., с тех пор газовая промышленность России базируется на газовых месторождениях Сибири. Для эффективного развития газовой промышленности необходимо увеличение добычи к 2020 г. до 740 млрд м3. Основной прирост добычи намечается в Ямало-Ненецком автономном округе – 625 млрд м3. Для повышения экспорта нефти и газа на мировой рынок предполагается строительство специальных нефте- и газопроводов, а также специальных сооружений в морских портах. Добыча природного газа в 2008 г. составила 663,6 млрд м3
(516 млрд м3 по плану Стратегии), что составляет 101,7 % к уровню добычи в 2007 г. Экспорт природного газа составил 195,4 млрд м3, что составляет 101,8 % к предыдущему году [8]. Таким образом, газовая промышленность остается сейчас наиболее устойчивой отраслью ТЭК РФ.
Угольная промышленность
Добыча угля стремительно растет во всем мире, как видно из вышеприведенных данных, исключение – Россия, где доля угля в ТЭБ составляет сейчас 26 %. К 2020 г. добыча угля должна увеличиться более чем в 1,5 раза. В первую очередь это будет достигнуто за счет месторождений Кузбасса и Канско-Ачинского угольного бассейна (в 2008 г. в Кузбассе добыто 184,5 млн т углей, а в Канско-Ачинском бассейне – 46,3 млн т). Добыча в Кузбассе планируется в объеме около 200 млн т из них 50 млн т – коксующихся, а в Канско-Ачинском бассейне – 150 млн т. в год (в основном, бурые угли). В 2008 г. добыча угля по РФ составила 326,1 млн т (по плану Стратегии – 300 млн т), что составило 103,9 % к показателю 2007 г. [8], а в 2011 г. – 336,3 млн т, что на 4 % больше, чем в 2010 г. Таким образом, устойчивый рост добычи продолжился. Повышение конкурентоспособности углепродукции в будущем связано и с новыми технологиями их переработки:
- облагораживанием углей (мелкозернистое топливо) в соответствии с мировыми стандартами;
- производством продукции из углей с новыми потребительскими свойствами (суспензионные топлива, искусственное жидкое топливо и т. д.);
- производством продукции из углей нетопливного назначения (минеральные удобрения).
Воспроизводство минерально-сырьевой базы
Главная задача заключается в следующем:
- ввод в эксплуатацию ранее разведанных месторождений нефти, газа и угля;
- региональное геолого-геофизическое изучение территорий для выявления перспективных нефтяных, газовых и угольных районов;
- разведка месторождений угля определенных технологических марок.
Электроэнергетика
Установленная мощность электростанций Сибирского региона (включая Тюменскую область) в 2000 г. составила около 58 ГВт (20 % от общероссийской), из них, %, ГЭС – 40, ТЭЦ – 29, ТЭС – 31. Основным направлением развития генерирующих источников в регионе будет ввод (обеспечение простого и расширенного воспроизводства до 2020 г.) энергоблоков на тепловых электростанциях с доведением их мощности до 43–56 ГВт при суммарной мощности всех электростанций Сибири в 69–83 ГВт. Важной проблемой, которую предстоит решать в рамках разработки энергетической стратегии, является вопрос о балансе угля и газа в сибирской электро- и теплоэнергетике на перспективу. С одной стороны, экологическая обстановка в крупнейших промышленных центрах требует замещения части угля газом. С другой стороны, сибирские регионы территориально ближе всего к центрам добычи угля, что стимулирует ориентацию энергетики именно на уголь. Нельзя забывать и социальную сторону проблемы – в угольной промышленности занята значительная часть населения Кемеровской и Иркутской областей, Красноярского края. Стратегии необходимо будет выработать взвешенную политику в этой области [11].
Развитие энергоснабжения изолированных потребителей, наибольшее количество которых расположено в северных районах Сибири, целесообразно ориентировать на локальные системы энергообеспечения с максимальным привлечением эффективных местных и нетрадиционных энергоресурсов. В зоне централизованного энергоснабжения районов Севера необходимо размещение мощных энергоисточников в крупных энергоузлах с объединением их для взаиморезервирования линий электропередач.
Для Сибири, территория которой расположена в зоне низких среднегодовых температур, чрезвычайную важность имеют надежность и экономичность теплового хозяйства, в том числе обеспечение теплом населения и секторов экономики. С учетом энергосбережения, суммарный рост теплопотребления в регионе к 2020 г. прогнозируется в 1,15–1,4 раза по сравнению с 2000 г. [11].
В целях экономии топлива, снижения нагрузки на экологическую среду и повышения эффективности работы разрозненных многочисленных теплоснабжающих предприятий, необходимо изменение принципов структуры хозяйственного управления теплоснабжением и тепловым хозяйством регионов и городов. Следует провести для них обоснование целесообразной степени централизации систем теплоснабжения и эффективной доли комбинированного производства электроэнергии и тепла.
В преобразовании теплового хозяйства приоритетными направлениями являются:
- оснащение источников тепловой энергии и тепловых сетей средствами измерения, контроля и регулирования;
- техническое перевооружение существующих котельных установок;
- создание мини-ТЭЦ;
- перевод мазутных котельных на газ (при наличии возможности) и экологически чистое сжигание угля;
- реконструкция и строительство тепловых сетей с улучшенными теплогидроизоляционными свойствами.
Для того чтобы ТЭК Сибири смог обеспечить намеченные масштабы развития экономики, общий объем капиталовложений в него за период 2001–2020 гг. (включая Тюменскую область) должен составить, как минимум, млрд. долл., 156–220, в том числе в газовую промышленность – 70–82, в нефтяную – 58–84, в угольную – 8,5–14, в электроэнергетику – 20–39 [11] (рисунок 2).
Рисунок 2 – Необходимые объемы капиталовложений
в ТЭК Сибири за период 2001–2020 гг.
Со стороны государства необходимо проведение такой политики, которая позволяла бы стимулировать инвестиционную активность в отраслях ТЭК и формировать требуемые инвестиционные ресурсы. Требуемые капитальные вложения в ТЭК РФ (2001 – 2020 гг.) до 600 млрд долл. США [17]. Важнейший механизм реализации энергетической стратегии – ценовая и налоговая политика.
Основными задачами ценовой политики являются:
- поэтапное совершенствование (с использованием механизмов рыночного ценообразования) внутренних цен топлива и энергии с учетом требований конкурентоспособности эффективных отечественных товаропроизводителей, но при безусловном обеспечении финансовой устойчивости и инвестиционной привлекательности российских топливно-энергетических компаний (цены на энергоносители должны обеспечивать, с учетом проводимой налоговой политики, самофинансирование производственной и инвестиционной деятельности эффективно функционирующих структур ТЭК);
- ликвидация диспропорций между ценами на основные виды энергоносителей на основе приближения цен на природный газ к их оптимальному уровню, учитывающему теплотворную способность различных энергоносителей, которая будет способствовать более активному развитию ресурсосберегающих технологий и развитию в целом оптимальной структуры топливного комплекса страны.
Для решения этой задачи потребуется разработка и внедрение специальных механизмов сдерживания роста цен на другие виды котельно-печного топлива: ликвидацию диспропорций между ценами на сырую нефть и мазут, а также между ценами на топливо, и электроэнергию и тепло.
Структура цен на энергоносители в РФ и развитых странах такова (таблица 28).
Таблица 28 – Структура цен на энергоносители (2000 г.)
В долларах
Наименование страны, |
Цена 1 тонны условного топлива, т.у.т. |
||
мазут |
уголь |
газ |
|
Россия Европа США |
74,7 91,2 84,8 |
25,9 41,0 29,0 |
12,6 84,3 62,7 |
Если принять цену 1 т.у.т. угля за 1, тогда в США стоимость 1 т.у.т. газа была в 2000 г. равна 2,16, в Европе – 2,06, а в России – только 0,49 [11]. В 2001 – 2008 гг. баланс цен (при их росте) в РФ сохранился. Например, в 2008 г. ($/т.у.т.) ≈ мазут – 100, уголь – 60, газ – 50 [5].
Неоправданно низкая цена на газ сдерживает использование угля в электро- и теплоэнергетике, не позволяет осуществлять самоинвестирование газовой промышленности, приводит к дополнительной перекачке ренты от использования энергетических ресурсов из Сибири в европейские районы страны. В Сибири уголь является основным энергоносителем, поставляется потребителям практически по мировым ценам, а природный газ как основной энергоноситель европейской части страны – по ценам в несколько раз ниже мировых.
3.2.2 Исследование конкурентоспособности первичных
энергоносителей
Конкурентная среда рынка энергоресурсов имеет сложный и многообразный характер. В ее структуре наряду с межфирменной конкуренцией углепродуктов добывающего региона выделяют уровень межрегиональной конкуренции, на котором соперничают угли разных бассейнов, а также субститутный уровень, где заменителями твердого топлива выступают газообразное и жидкое топливо, а также другие альтернативные энергоресурсы. В угольной промышленности существует проблема оценки конкурентоспособности углепродуктов как между собой, так и с альтернативными источниками энергии. Это определяет актуальность наработки теоретической базы по проблеме анализа конкурентоспособности углей на разных уровнях конкуренции.
Для решения указанной проблемы можно применить конкурный метод исследования, который в отличие от сравнения первичных энергоносителей по стоимости единицы их условного топлива у потребителя учитывает весь комплекс затрат на пути «покупка продукта – транспортировка – переработка в энергию».
Основные положения предлагаемого метода заключаются в следующем [19]:
1 Оценка конкурентоспособности углепродукта с конкурирующим энергоносителем (в том числе с природным газом, мазутом и т. д.) базируется на понятии «стоимость потребления топлива» (СПТ) и определяется следующим образом:
n
СПТi = 1 / Кj × Σ Cji , руб. / т.у.т., (33)
i = 1
где Cji – стоимость i-гo вида затрат при использовании j-го вида топлива, руб./т;
Kj – калорийный эквивалент j-го вида топлива;
n – количество видов затрат.
Использование в приведенной формуле калорийного эквивалента позволяет привести энергетическое сырье различной теплотехнической ценности в сопоставимый вид, то есть в условное топливо. Возможность приобретения потребителями (ТЭС, котельными, населением) различных энергоносителей сопровождается в процессе их использования комплексом издержек, различающимся как количеством видов затрат, так и их величиной. Структура совокупных затрат потребителей первичных энергоресурсов представлена в таблице 29.
Таблица 29 – Структура поэтапного формирования стоимости потребления различных энергоресурсов
Этап формирования стимости, n |
Вид затрат в стоимости потребления топлива i, руб./т |
Вид топлива i |
||
Уголь, i = 1 |
Природный газ, i = 2 |
Мазут, i = 3 |
||
1 |
Стоимость покупки топлива |
С1 |
С̒1 |
С˝1 |
2 |
Стоимость транспортировки |
С2 |
– |
С˝2 |
3 |
Стоимость |
С3 |
– |
С˝3 |
4 |
Стоимость |
С4 |
– |
– |
5 |
Стоимость дробления, |
С5 |
– |
– |
6 |
Стоимость сжигания |
С6 |
С̒6 |
С˝6 |
7 |
Стоимость золоудаления |
С7 |
– |
– |
8 |
Стоимость размещения |
С8 |
– |
– |
9 |
Стоимость рекультивации |
С9 |
– |
– |
10 |
Стоимость очистки |
С10 |
– |
С˝10 |
11 |
Стоимость очистки |
С11 |
С̒11 |
С˝11 |
12 |
Стоимость очистки |
С12 |
С̒12 |
С˝12 |
13 |
Стоимость очистки выбросов от золы и сажи |
С13 |
– |
– |
Итоговая стоимость потребления топлива (СПТ) |
СПТ̒ = С̒1+ |
СПТ˝ = С˝1+ |
||
Примечание – n – количество этапов формирования стоимости потребления угля и других энергоресурсов |
Анализ таблицы свидетельствует о том, что если в применении к углю СПТ включает весь комплекс представленных затрат, то в отношении природного газа и мазута из ее состава исключается целый ряд издержек, что обусловлено природными особенностями энергоносителей и технологическими условиями энергоустановок.
2 Предпочтение покупателем одного энергоносителя другому или нескольким, предлагаемым по разным продажным ценам, с различным качеством и от разно удаленных продавцов требует сравнения выгоды от приобретения более дешевого топлива с затратами на последующую транспортировку и переработку его в энергию. С этой целью вводится показатель конкур (k), обеспечивающий возможность количественной оценки уровня конкурентоспособности различных энергоносителей на рассматриваемом рынке и определяемый из выражения [19]:
k = [Ц2 – Ц1] / [(1 / к1) × ((L1 + Спер 1) – (1 / к2) × (L2 + Спер 2))], (34)
где Ц1 и к1 – цена продажи (руб./т.у.т.) и калорийный эквивалент анализируемого 1 энергоносителя;
Ц2 и к2 – цена продажи (руб./т.у.т.) и калорийный эквивалент конкурирующего 2 энергоносителя;
L1 – стоимость перевозки единицы 1 энергоносителя с учетом расстояния, руб./т км;
L2 – стоимость перевозки единицы 2 энергоносителя с учетом расстояния, руб./т км;
Спер1 и Спер2 – стоимости переработки энергоносителей 1 и 2 в энергию (складываются из стоимостей складирования, дробления, образования отвалов, рекультивации, очистки дымовых газов и т. д. (см. таблицу 29), руб./т.
При анализе конкурентоспособности углепродуктов из одного угольного бассейна между собой (межфирменная конкуренция) строится поле их позиционирования в поле оси рыночных факторов: цена (Ц) и качество (К). Угольная продукция на этом поле размещается в соответствии со значениями калорийного эквивалента и цены условной тонны анализируемого угля (рисунок 3) [19].
|
|
Рисунок 3 – Схема оценки конкурентоспособности
углепродуктов региона на межфирменном уровне
Наиболее привлекательным – идеальным – для покупателей является товар, имеющий при высшем качестве низшую цену. Для оценки степени приближения к идеальному товару оси Ц и К проводятся через средневзвешенные значения этих показателей, дифференцируя рыночное поле на четыре области.
I – область высокой конкурентоспособности. Товары, попадающие в эту область, характеризуются калорийностью выше среднерегиональной и ценой ниже средней. Эти товары являются лидерами территориального рынка.
III – область низкой конкурентоспособности. Угли этой области отличаются низким качеством и высокой ценой продаж, что делает их неконкурентоспособными в сравнении с остальными углепродуктами. Эти товары являются аутсайдерами рынка.
II и IV – это промежуточные области. Товары области II имеют качество ниже среднего по региону, но и цены за них испрашиваются ниже средних. Угли области IV продаются по высоким ценам, подкрепленным высоким качеством.
Первый этап оценки конкурентного положения анализируемого углепродукта завершается определением попадания его в ту или иную область конкурентоспособности. Следующим шагом является выделение зон конкурентоспособности рассматриваемого угля и установление состава его конкурентов на различных рынках. При этом выделяются следующие зоны.
Зона явной конкурентоспособности угля 1 располагается в верхнем левом углу от него. Все товары этой зоны уступают углю 1 в конкурентоспособности вследствие худшего качества и более высоких цен. Зона явной неконкурентоспособности углепродукта 1 располагается в правом нижнем углу от его позиции. Более высокая калорийность и меньшие цены товаров этой области не позволяют конкурировать с ними углю 1.
Оставшиеся части позиционного поля можно охарактеризовать как зоны неявной конкурентоспособности. Изменение качества продукции в них сопровождается не всегда адекватной динамикой цены, что затрудняет оценку конкурентоспособности угля 1 с товарами этих зон.
Оценка конкурентоспособности рассматриваемого угля в неявных зонах осуществляется построением для него линий равной конкурентоспособности – изоконкур. Изоконкура отражает закономерность изменения цен на углепродукты в соответствии с изменением их качества, обеспечивающую различным товарам равную конкурентоспособность по СПТ (k = 1) в условиях рынка, удаленного на определенное расстояние L от угледобывающего региона. Для построения изоконкур используются выражения [19]:
– в верхней неявной зоне:
Цкон-ти = Ц1 + (1/к1 – 1/к) × (L + Спер), (35)
– в нижней неявной зоне:
Цкон-ти = Ц1 – (1/к1 – 1/к) × (L + Спер), (36)
где Цкон-ти – конкурентная цена углей при различных значениях калорийного эквивалента к, обеспечивающая углям равную СПТ с анализируемым углем 1, руб./т;
Ц1 и к1 – цена и калорийный эквивалент анализируемого угля 1;
Спер – стоимость переработки углей в энергию (различиями в пределах бассейна можно пренебречь), руб./т.
Рассматриваемый уголь 1 будет конкурентоспособен на анализируемом рынке в сравнении с товарами, располагающимися выше соответствующей изоконкуры, и уступать в конкурентном отношении продуктам из нижерасположенной зоны. Следовательно, для рынка, удаленного на расстояние L1, предпочтительнее выглядит углепродукт 1, а у покупателей, расположенных на удалении L2, конкурентоспособнее будет уголь 2.
Данный метод позволяет проводить исследование конкурентоспособности первичных энергоносителей на субститутном, межрегиональном, межфирменном уровнях топливных рынков.
3.2.3 Основные сегменты угольного рынка России
Балансовые запасы углей в Российской Федерации составляют около 200 млрд т (каменные – 133 млрд т, из них коксующиеся угли – более 50 %). По разведанным запасам угля Россия занимает четвертое место (см. таблицу 27), а ее прогнозные ресурсы – самые крупные в мире (примерно 4,5 трлн т). При этом ресурсы каменных углей (энергетических, коксующихся и антрацитов) составляют около 70 %.
Из этого количества на долю каменных энергетических углей приходится около 86 %, а на антрациты – 1 % [7, 13].
Почти 90 % разведанных запасов углей располагается в азиатской части страны. Около половины разведанных месторождений благоприятны для открытой добычи угля (в основном, месторождения Канско-Ачинского угольного бассейна). Открытым способом добывается большая часть бурых углей (общие их запасы в РФ – около 60 млрд т). Угли России достаточно высокого качества, особенно в Кузбассе (в Кузбассе в 2011г. добыто 192 млн т углей), но и кузнецкие угли уступают эталонным мировым углям по зольности.
Сырьевой базой угольной промышленности считаются разведанные запасы на действующих, строящихся шахтах, а также на резервных участках. По категориям А + В + С1 в сырьевой базе учитывается 105828,7 млн т (53 %), в том числе энергетических углей –
88070,6 млн т, для открытой разработки – 74816,4 млн т.
Основным сегментом угольного рынка является энергетика. Здесь потребляется свыше 40 % от поставляемого во все отрасли промышленности угля, из них 70 % – на ТЭС. В то же время на самих ТЭС 60 % от потребляемых энергоресурсов приходится на природный газ, и только 30 % – на уголь [7]. Во многих развитых странах наблюдается обратная пропорция: около 60 % энергии вырабатывают из углей.
Важнейшим сегментом угольного рынка является металлургия. По объемам металлургического производства Россия занимает четвертое место в мире. Черная металлургия включает в себя около 15 % от общих поставок углей. Уголь используют для получения кокса. Основные поставки коксующихся углей осуществляются из Кузнецкого и Печорского бассейнов.
Процесс коксования сопровождается получением большого количества ценных химических продуктов. Поэтому еще одним важным сегментом угольного рынка является коксохимическая промышленность. Кроме кокса получают сырой бензол, смолы, коксовый газ. Кокс используют для производства желтого фосфора, минеральной ваты, карбида кальция и др. химических продуктов. Наиболее дефицитными марками углей, идущих на получение кокса, являются – К, КС, КО, КЖ, СС. Сырьевой базой для коксования являются угли Кузнецкого бассейна. Здесь добывают более 50 % от всего объема углей, идущих на коксование (около 20 % – угли Печорского бассейна, российская часть Донецкого бассейна – 2 %). Из 13 коксохимических предприятий России четыре работают на кузнецких углях [21].
Коксовые угли – важнейшая статья экспорта. Экспорт осуществляется в Китай, Украину, Японию, Корею и ряд других стран. В 2011 г. в РФ произведено более 50 млн. т коксующихся углей. Внутреннее потребление составило 41 млн. т. Экспорт коксующихся углей (всего 12,4 млн. т) составил, в Китай – 3,7, на Украину 3,5, в Японию – 1,6, в Корею – 1,4, в другие страны – 1,3. Наибольшая часть в экспорте углей приходится на угли Кузбасса. На коммунально-бытовые нужды, обеспечение населения углем, а также на нужды агро-промышленного комплекса потребляется около 10 % от общего объема добываемых углей. Кроме того, уголь – это сырье для производства минеральных удобрений, термоэлектродов, строительных материалов, извести и т. д.
3.2.4 Конкуренция углей Кузбасса на внутреннем и мировом рынках
Кузнецкий бассейн занимает первое место в России по ресурсам (205,6 млрд т), разведанным запасам (32,5 млрд т) и добыче (более 50 млн т/год) углей для коксования. Кузнецкие коксующиеся угли отличаются высоким качеством: они мало- и среднезольные (5–20 %); легко- и среднеобогатимые (выход концентрата 70–90 % при зольности 5–9 %), малосернистые (0,5–1,5 %). В Кузбассе имеется и добывается весь спектр марок коксующихся углей [7, 13, 21, 28]. Однако лидирующее положение кузбасского угледобывающего комплекса на российском рынке коксующихся углей, тем не менее, не дает оснований для самоуспокоения в условиях рыночных отношений. Наличие конкурирующих производителей внутри страны, возможность внедрения на отечественный рынок мировых импортеров угля, стремление металлургов к переходу на бескоксовые технологии выплавки металлов заставляют следить за конъюнктурой рынка коксующихся углей и оценивать свое конкурентное положение.
Сегментирование российского рынка коксующихся углей позволяет выделить три достаточно обособленных территориальных рынка [28]:
1) Центрально-российский рынок (Череповецкий металлургический комбинат, Калининградский коксохимический завод, Московский коксохимический завод и Новолипецкий металлургический комбинат;
2) Уральский рынок (Орско-Халиловский МК, Губахинский КХЗ, Нижне-Тагильский МК, Челябинский МК и Магнитогорский МК);
3) Западно-Сибирский рынок (Алтайский КХЗ, Кузнецкий МК, Западно-Сибирский МК и Кемеровский КХЗ).
Конкурентами кузнецким углям могут выступать коксующиеся угли Печорского бассейна, Восточного Донбасса и импортные угли, которые могут быть завезены из Польши, Казахстана, США, ЮАР, Австралии через порты Санкт-Петербурга, Новороссийска, Мурманска, Находки.
Объемы спроса указанных рынков на кузнецкие коксующиеся угли будут определяться ценой их продаж, затратами на перевозку и возможностями альтернативного замещения углями конкурентов. Отправной точкой для определения конкурентоспособности и спроса на кузнецкие угли служит уровень рыночных цен Цр, руб./т, который определяется по формуле [28]
ЦР = ЦКОН + CLКОН , (37)
где ЦКОН – цена конкурента, руб./т;
С – стоимость перевозки груза по железной дороге, руб./т км;
LКОН – удаленность рынка от конкурента, км.
Тогда конкурентная цена кузнецкого угля Цкуз, руб./т, из условия равенства рыночных цен, согласно формуле (37), определится следующим образом:
ЦКУЗ = ЦКОН + С × (LКОН – LКУЗ), (38)
где LКУЗ – удаленность рынка от Кузбасса, км.
Энергетическая и технологическая ценность углей во многом определяется их вещественным составом. Угли Кузбасса марок КС, ТС и Т, содержащие более 50 % инертинита (микрокомпонента углей)), наиболее эффективно сжигать в слоевых топках, чем в пылеугольных. Низкий выход летучих веществ и сернистых соединений позволяет сжигать их с наименьшими выбросами дыма и вредных веществ. Эффективность пылеугольного сжигания находится в обратной зависимости от содержания фюзенизированных микрокомпонентов. Если оно превышает 50 %, для полного сжигания компонентов необходима более высокая температура, чем для витринитовых микрокомпонентов углей.
Показатель технологической ценности коксующихся углей, в долях единицы, также определяется вещественным составом и рассчитывается по формуле [28]:
Птц = 0,1 × (К × у × Сvdaf), (39)
где К – коэффициент коксуемости угля;
у – подтип угля по ГОСТ 25543-88 (или абсолютное значение у, мм);
Сvdaf – поправочный коэффициент по выходу летучих веществ.
Данные о марочном составе ресурсных запасов углей важны для поставок потребителям коксующихся углей продукции, позволяющей формировать необходимое количество и качество кокса, что будет способствовать, в конечном итоге, получению качественного металла. Так, в настоящее время сложился определенный дисбаланс между оптимальным и марочным составом угольной шихты, поставляемой предприятиями Кузбасса для металлургического производства (соответственно числитель и знаменатель, %): ГЖО – 10 / 14; ГЖ – 15 / 15; Ж – 25 / 23; КЖ – 3 / 1; К – 15 / 5; КО – 7 / 6; КСН – 2 / 3; КС – 5 / 18; ОС – 15 / 13; ТС – 3 / 2 [26]. Это приводит к снижению качества кокса, его почти 20-процентному перерасходу при металлургическом переделе и требует дополнительного прироста разведанных запасов углей [13] (таблица 30).
Таблица 30 – Распределение запасов особо ценных марок коксующихся углей в РФ и Сибири, (на 01.01.2007 г.)
В млн т
РФ, субъект РФ, угольный бассейн |
Всего |
ГЖО |
Ж |
ГЖ |
КЖ |
К |
КО |
КСН |
КС |
ОС |
Сибирский ФО |
21902 |
1736 |
6177 |
4032 |
1064 |
1306 |
1920 |
697 |
3421 |
1549 |
Новосибирская обл. |
46,6 |
– |
– |
– |
– |
9,8 |
7,9 |
17,4 |
11,5 |
- |
Кемеровская обл. |
19783 |
1736 |
4966 |
3326 |
909 |
1294 |
1913 |
680 |
3410 |
1549 |
Республика Алтай |
6,8 |
– |
– |
– |
4 |
2,8 |
– |
– |
– |
– |
Красноярский край |
151 |
– |
– |
– |
151 |
– |
– |
– |
– |
– |
Тунгусский бассейн |
151 |
– |
151 |
|||||||
Республика Тыва |
1918 |
– |
1211 |
707 |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
РФ |
29381 |
2422 |
9677 |
4178 |
2735 |
2477 |
1947 |
697 |
3455 |
1793 |
Коэффициент относительной технологической ценности конкретной марки угля определяется как отношение показателя технологической ценности этой марки к марке КЖ [28]:
Котцi = Пцi / ПцКЖ , (40)
где Пцi – показатель технологической ценности i-й марки угля;
ПцКЖ – показатель технологической ценности марки угля КЖ.
На внутренних энергетических рынках российских углей в настоящее время появляются рыночные ниши для дополнительных объемов поставок энергетических углей. На электростанциях Урала и Сибири импортируемые из Казахстана угли Экибастуза заменяются кузнецкими углями марок СС, Д, ДГ, Т, КСН, Г.
Общая эффективность от замещения экибастузских углей кузнецкими объясняется повышенным спросом на кузнецкие угли за счет их более высоких потребительских свойств, в частности, более высокой теплоты сгорания.