Вы можете открыть актуальную версию документа прямо сейчас.
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.
Глава 1.1 Характеристика топливно-энергетического баланса региона
Для оценки энергоемкости ВРП Ханты-Мансийского автономного округа - Югры (далее также автономный округ) необходимо формирование единого топливно-энергетического баланса. Однако органы государственной статистики такого баланса ни для России в целом, ни для ее регионов, включая автономный округ, не формируют. По этой причине для оценки суммарного потребления энергии в автономном округе использовались экспертные оценки, которые базировались на данных из форм государственной статистики, которая, однако, является неполной и противоречивой. Согласно этим оценкам, в 2009 г. в автономном округе было потреблено 40,7 млн. т у.т. первичной энергии*(6). Основными первичными источниками являются нефть и газ, на долю газа приходится 36,6 млн. т у.т., на долю нефти и нефтрепродуктов# 4,0 млн. т у.т.
Перечень исходных данных, использованных для составления топливно-энергетического баланса:
Форма 1-ТЭП. Сведения о снабжении тепловой энергией.
Форма 6-ТП. Сведения о работе электростанций.
Форма 4-топливо. Сведения об остатках, поступлении и расходе топлива, сборе и использовании отработанных нефтепродуктов.
Форма 1-ТЭК (нефть).
Форма 11-ТЭР (с приложениями). Сведения об использовании топлива, теплоэнергии и электроэнергии.
Форма N 22-ЖКХ (сводная).
Форма 24-энергетика (электробаланс и отчет о работе электростанций).
Нефтегазодобывающая отрасль.
За 2009 год нефтегазодобывающими предприятиями автономного округа отгружено продукции и выполнено работ и услуг по добыче нефти и газа на сумму 1583,2 млрд. рублей. С начала разработки нефтяных месторождений на территории автономного округа (с 1964 года) по состоянию на 1.01.2010 г. накопленная добыча нефти составила 9 431,6 млн. тонн. В 2009 году добыча нефти на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры составила 270,6 млн. тонн, что на 2,5% ниже уровня добытой нефти за 2008 год.
Начиная с 2003 года, темпы добычи нефти на территории автономного округа снижаются, на что оказывает влияние истощение ресурсной базы автономного округа. В 2009 году добыча нефти сократилась на 7 млн. тонн к уровню 2008 года.
В течение 2009 года на территории автономного округа добычу нефти и газа осуществляли 55 предприятий. Основной объем добычи нефти на территории автономного округа обеспечивают 9 вертикально интегрированных нефтяных компаний, добыча по которым составила 99,5% от общей добычи нефти по автономному округу, и только 0,5% от общего объема нефти добывается независимыми производителями, не входящими в состав вертикально интегрированных компаний.
Распределение позиций между компаниями по объему добычи нефти сложилось следующим образом: ОАО НК "Роснефть" - 69,3 млн. тонн (25,6% от общего объема), ОАО "Сургутнефтегаз" - 57,8 млн. тонн (21,4%), ОАО НК "ЛУКойл" - 51,5 млн. тонн (19%), ОАО "ТНК-ВР Менеджмент" - 45,7 млн. тонн (16,9%). Они добывают около 83% от общего объема нефти, извлекаемой на месторождениях автономного округа.
Объем естественного газа, извлеченного из недр (ресурсы), в 2009 году по сравнению с 2008 годом сократился на 1,1% и составил 36 млрд. куб. метров. В основном, на территории автономного округа ведется добыча попутного нефтяного газа, доля природного газа в общем объеме добычи газа составляет всего около 0,15%. Добыча попутного газа по России составила в 2009 году 57 млрд. куб. метров, в которой доля Югры составила 54,6%.
Объем добычи (использования) газа в 2009 году увеличился по отношению к 2008 году на 0,4 млрд. куб. метров (на 1,1%) и составил 31,06 млрд. куб. метров, что обусловило рост утилизации газа на 4%.
В 2009 году введено в эксплуатацию 3456 добывающих скважин, что на 0,9% меньше, чем в 2008 году. Основное количество новых добывающих скважин введено в эксплуатацию пятью нефтяными компаниями: ОАО "Сургутнефтегаз" (31%), ОАО НК "ЛУКойл" (19%), ОАО НК "Роснефть" (18,5%), ОАО "Газпромнефть" (13,2%), ОАО "ТНК-ВР Менеджмент" (8,2%), что составляет 81,7% от всего количества введенных скважин. Эксплуатационный фонд нефтяных скважин автономного округа на 1 января 2010 года насчитывал 73,2 тыс. скважин. Действующий нефтяной фонд по состоянию на 1.01.2010 составил 62,9 тыс. скважин или 85,9% от общего фонда нефтяных скважин.
Таблица 1
Добыча нефти и газа за 2009 г. в автономном округе
N |
Компания, |
Добыча нефти с конденсатом, тыс. тонн |
Добыча газа, млн. куб. м |
|||||
2008 год |
2009 год |
2008 год |
2009 год |
|||||
декабрь |
с нач. года |
декабрь |
с нач. года |
с нач. года |
декабрь |
с нач. года |
||
|
Нефтяные компании: |
|
|
|
|
|
|
|
1 |
НК ЛУКОЙЛ |
4448,2 |
54429,4 |
4265,7 |
51522,5 |
3561,7 |
302,3 |
3616,5 |
2 |
ОАО Сургутнефтегаз |
5055,0 |
61069,4 |
4843,2 |
57803,2 |
14703,7 |
1211,8 |
13833,9 |
3 |
НК РосНефть |
5870,1 |
68826,8 |
5838,9 |
69317,8 |
4189,4 |
358,9 |
4250,5 |
4 |
ТНК - ВР Менеджмент |
4005,1 |
47875,2 |
3760,8 |
45661,8 |
9885,7 |
905,9 |
10186,2 |
5 |
НК Славнефть |
1611,8 |
19539,6 |
1580,7 |
18861,3 |
1293,0 |
102,4 |
1273,6 |
6 |
ОАО Газпромнефть |
830,4 |
9716,6 |
1007,7 |
10991,2 |
856,6 |
89,9 |
979,6 |
7 |
НК РуссНефть |
648,2 |
7834,2 |
561,0 |
6969,9 |
1222,3 |
97,9 |
1148,4 |
8 |
Салым Петролеум Девелопмет Н.В. |
617,0 |
6330,1 |
682,9 |
7650,2 |
246,6 |
26,9 |
304,2 |
9 |
ООО АНК Башнефть |
46,8 |
568,4 |
46,2 |
553,3 |
43,4 |
3,3 |
41,1 |
|
Итого по спец. нефтяным компаниям: |
23132,6 |
276189,7 |
22587,2 |
269331,3 |
36002,5 |
3099,5 |
35634,0 |
|
Прочие производители: |
105,8 |
1430,3 |
106,0 |
1244,2 |
373,8 |
30,5 |
355,0 |
|
Всего по округу: |
23238,5 |
277620,0 |
22693,2 |
270575,5 |
36376,3 |
3130,0 |
35989,0 |
За 2009 год предприятиями по переработке нефти, газа и газового конденсата переработано:
на нефтеперерабатывающих заводах - 5,5 млн. тонн нефти, что на 1,6% меньше, чем за 2008 год;
на газоперерабатывающих предприятиях - 21,6 млрд. куб. метров попутного газа, что на 7,9% больше, чем за 2008 год;
на заводе стабилизации газового конденсата - 5,9 млн. тонн газового конденсата, что на 1,9% больше, чем за 2008 год.
Баланс газа
Таблица 2
Структура потребления газа в 2009 г.*(7)
|
млн. куб. м |
т у.т |
Добыча |
35989 |
41387 |
Ввоз |
16572 |
19057 |
Вывоз |
20734 |
23844 |
Потребление газа |
31827 |
36601 |
Энергосектор |
23992 |
27591 |
Электростанции |
21002 |
24152 |
Котельные |
2990 |
3439 |
Конечное потребление |
7835 |
9010 |
Промышленность |
2126 |
2445 |
Транспорт |
5148 |
5920 |
Бюджетная сфера |
101 |
116 |
Население |
455 |
523 |
Прочие |
5 |
6 |
В структуре потребления газа основным потребителем является энергосектор (около 75,4%). Попутного газа сожжено 5108 млн. куб. м.
"Рисунок 1. Потребление газа по секторам в 2009 г."
Баланс Электроэнергии. Потребление и выработка электрической энергии.
На электростанциях автономного округа в 2008 г. было выработано 76,1 млрд. кВт·ч электроэнергии, а в 2009 г. - 77,0 млрд. кВт·ч. Три самых крупных электростанции автономного округа ("Сургутская ГРЭС-1", ОАО "Сургутская ГРЭС-2" и ОАО "Нижневартовская ГРЭС"), общая мощность которых составляет 9680 МВт, а объём выработки электроэнергии в 2009 г. - 71,1 млрд. кВт·ч, - одни из самых эффективных в России. Удельный расход топлива на производство 1 кВт·ч электроэнергии составил в 2008 г. на Сургутской ГРЭС-2 306,9 г у.т./ кВт·ч, на Сургутской ГРЭС-1 - 325,2 г у.т./ кВт·ч, на Нижневартовской ГРЭС - 303,2 г у.т./кВт·ч при среднем по России уровне 338 г у.т./кВт-ч. Основным топливом для этих трех крупных электростанций является природный газ. Средний удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии на тепловых станциях автономного округа в 2009 г. составил 321,3 г у.т./кВт·ч.
39 сельских поселений не имеют централизованного электроснабжения. ДЭС работают на дорогом привозном дизельном топливе, которое доставляется, преимущественно, в летнюю навигацию водным путем, что негативно сказывается как на надежности энергоснабжения, так и на стоимости топлива. Техническое состояние большей части оборудования ДЭС плачевно. Ряд ДЭС выработали ресурс полностью. В Октябрьском районе автономного округа три из восьми дизель-генераторов выработали моторесурс, а через год-два он закончится еще у пяти. Удельный расход топлива на дизельных электростанциях в 1,75 раза больше, чем на крупных электростанциях.
Главные проблемы развития централизованной энергетики округа связаны с острым дефицитом пропускной способности сетей, особенно для передачи энергии на длинные расстояния; несоответствием между генерирующими мощностями и предельной загрузкой энергосетей.
В Ханты-Мансийском автономном округе - Югре имеется более 9,8 тыс. км. высоковольтных линий электрических сетей напряжением 110-220-500 кВ; 510 центров питания (подстанций - ПС) напряжением 35-110-220-500 кВ с установленной мощностью более 40 ГВ·А; более 18 тыс. км воздушных и кабельных линий электрических сетей среднего и низкого напряжения (35-0,38 кВ); 6201 трансформаторная подстанция (ТП и КТП) с установленной мощностью 1244 МВ·А.
В 2008 г. объем потерь в системе электроснабжения автономного округа был равен 1850 млн. кВт·ч. Доля потерь в электрических сетях по меркам России невелика: 2,7% в 2009 г. Это результат того, что основная часть электроэнергии потребляется в промышленности и на трубопроводном транспорте на высоком и среднем напряжении. На долю населения приходится лишь 3,6% всего потребления электроэнергии.
Физический износ магистральных и распределительных электрических сетей, находящихся на балансе и обслуживании ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Западной Сибири (Центральный и Восточный РМЭС) и ОАО "Тюменьэнерго", составляет, в среднем, 27%. Физический износ подстанций (ПС) ОАО "ФСК ЕЭС - МЭС Западной Сибири" и ОАО "Тюменьэнерго" находится на уровне 43,9%.
Состояние электрических сетей и трансформаторных подстанций предприятий коммунальной энергетики автономного округа также характеризуется высокой степенью физического износа и старения (износ электрических сетей среднего и низкого напряжения равен 51,6%; износ энергетического оборудования трансформаторных подстанций составляет более 56%).
В дальнейшем, по мере старения и физического износа электрических сетей, а также энергетического оборудования ПС, ТП и КТП, технические и коммерческие потери электроэнергии будут возрастать.
Таблица 3
Баланс электрической энергии автономного округа за 2009 г.*(8)
|
млн. кВт·ч. |
тыс. т. у. т |
Выработка электроэнергии |
77017 |
26340 |
Электростанциями |
76259 |
26081 |
Дизельные электростанции |
758 |
259 |
Вывоз за пределы региона |
13343 |
4563 |
Итого реализовано в регионе |
63674 |
21777 |
Собственные нужды |
2405 |
823 |
Котельные (на отпуск тепла) |
925 |
316 |
Потери |
1850 |
633 |
Конечное потребление |
58494 |
20005 |
Промышленность |
49061 |
16779 |
Строительство |
609 |
208 |
Транспорт |
5527 |
1890 |
Бюджетная сфера |
601 |
206 |
Население |
2132 |
729 |
ЖКХ (Комбыт) |
339 |
116 |
Прочие (торговля, сфера услуг и др.) |
225 |
77 |
"Рисунок 2. Структура потребления электрической энергии в автономном округе в 2009 г."
Значительная доля потребления электроэнергии в объеме 49061 млн. кВт·ч (83,9% от общей величины потребления) приходится на промышленность. На транспортный сектор приходится порядка 9,4% от общей величины потребления этого вида энергоресурсов (5527 млн. кВт·ч).
Баланс Тепловой энергии
Теплоснабжение автономного округа осуществляют Сургутская ГРЭС-2, Сургутская ГРЭС-1, Нижневартовская ГРЭС, на которых вырабатывается 11,3% всей тепловой энергии, и 496 котельных, в т.ч. 410 муниципальных. На газе работают 367 котельных, на жидком топливе - 61, на твердом топливе - 54 и еще 12 - на электроэнергии. Годовая выработка тепловой энергии в автономном округе составляет 23,63 млн. Гкал. На котельных вырабатывается 20,71 млн. Гкал (87,6%). Основные проблемы на источниках тепловой энергии - высокие удельные расходы топлива на производство тепловой энергии; низкая насыщенность приборным учетом потребления топлива отпуска тепловой энергии на котельных; низкий остаточный ресурс и изношенность оборудования; нарушение сроков и регламентов проведения работ по наладке режимов котлов; нарушение качества топлива, вызывающее отказы горелок; низкий уровень автоматизации, отсутствие автоматики или применение непрофильной автоматики; отсутствие или низкое качество водоподготовки; несоблюдение температурного графика; высокая стоимость топлива; нехватка и недостаточная квалиф
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.