Современное состояние топливно-энергетического комплекса Краснодарского края

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

"КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

(ФГБОУ ВПО "КубГУ")

Кафедра экономической, социальной и политической географии

КУРСОВАЯ РАБОТА

Современное состояние топливно-энергетического комплекса Краснодарского края

Краснодар 2013

Содержание

• Введение
• 1. Добывающий комплекс
• 1.1 Нефтегазодобыча
• 1.2 Освоение шельфа Черного моря
• 1.3 Горючие полезные ископаемые: уголь, торф, горючие сланцы
• 2. Нефтеперерабатывающая отрасль
• 2.1 Нефтеперерабатывающие предприятия Краснодарского края: Туапсинский НПЗ
• 2.2 Афипский НПЗ
• 2.3 Краснодарский НПЗ, Ильский НПЗ, Славянский битумный завод
• 2.4 Адыгейский и Славянский НПЗ
• 3. Трубопроводный комплекс
• 3.1 Каспийский трубопроводный консорциум
• 3.2 Тихорецк-Туапсе-2; тоннель от нефтебазы "Грушовая" к нефтебазе "Шесхарис"
• 3.3 Газопровод "Голубой поток"
• 3.4 "Южный поток"
• 3.5 "Южный коридор"
• 3.6 Газопровод "Джубга -- Лазаревское -- Сочи"
• 4. Энергетический комплекс
• 4.1 Возобновляемые источники энергии
• Заключение
• Список использованных источников


Введение

• нефтегазоносный ископаемый трубопроводный энергия
• В последнее время топливно-энергетический комплекс становится одной из важнейших составляющих экономики, влияющих на развитие абсолютно всех сфер жизнедеятельности как отдельного человека, так и общества, хозяйства в целом. Так все мы зависим от цен на бензин, газ, электричество, горячую воду и тепло, а это в свою очередь зависит от развития соответствующей инфраструктуры, наличия нефте и газопроводов, нефтеперерабатывающих заводов, электростанций, котельных и т.д., всего того, что в большой степени определяет уровень экономического и социального развития региона, влияет на степень диверсификации экономики. Поэтому сейчас очень важно сделать упор на развитие ТЭК, минимилизацию потерь в тепло- и энергосетях, улучшение существующих технологии переработки сырья, использования возобновляемых источников энергии и т.д. Исходя из этого, целью моей работы является рассмотреть современную ресурсную базу края, уже существующую инфраструктуру по обеспечению потребителей энергоносителями, теплом и энергией, а также новые, перспективные проекты по обеспечению региона ресурсами и энергией, строительство соответствующей инфраструктуры и сооружений.

• 1. Добывающий комплекс
• 1.1 Нефтегазодобыча
• На территории края выделяются две основные нефтегазоносные области (Западно-Предкавказская, Западно-Кубанская) и нефтегазоносный район Северо-Западного Кавказа. В Западно-Предкавказскую область входят Северо-Азовский и Азово-Кубанский нефтегазоносные бассейны, а в Западно-Кубанскую - Индоло-Кубанский и Керченско-Таманский нефтегазоносные бассейны.
• Получение нефти с больших глубин (до 5000 м) в Восточно-Кубанском прогибе имеет огромное значение, поскольку открывает существенные перспективы обнаружения скоплений нефти на глубокопогруженных локальных поднятиях. Ожидается вскрытие залежей нефти и газа Тамани по аналогии с карбонатным комплексом Восточного Предкавказья. Продуктивный нефтегазоносный комплекс в Краснодарском крае - неоген-палеогеновые отложения Западно-Кубанского прогиба Азово-Кубанской нефтегазоносной области.

Нефтяные и газовые месторождения Краснодарского края приурочены к Азово-Кубанской впадине. При этом газоконденсатные месторождения цепочкой протягиваются в северной и восточной части края, вдоль Каневско-Березанского и Армавиро-Невинномысского валов, а нефтяные и газовые - вдоль северного склона мегантиклинория Большого Кавказа.

Допалеогеновые породы пластовых сводовых залежей Краснодарского края: Сердюковская, Березанская, Майкопское, Ленинградское, Староминское, Кущевское, Новомихайловское.

Палеогеновые залежи Кубани: Глубокоярское, Холмское, Ахтыро-Бугундырское, Украинское, Калужское и Новодмитровское месторождения.

• Подавляющее большинство месторождений сосредоточено на левобережье Кубани, в районе станиц Северской и Ахтырской, вАбинскомрайоне, долине реки Псекупс и в Анастасиевско-Троицком нефтеносном бассейне [3].
• В целом газы месторождений Восточно-Кубанского прогиба относятся к типу жирных углеводородных газов, типичных для газоконденсатно-нефтяных залежей. Кубанская нефть, отличающаяся высоким качеством, добывается в основном фонтанным способом.

Краснодарский край - один из старейших нефтегазодобывающих регионов России. По краю в 2009 г. нефть добывалась на 96 месторождениях. По типу месторождения распределяются следующим образом: 63 ? нефтяных, 22 - газонефтяных, 8 - нефтегазоконденсатных, 3 - нефтегазовых с суммарными извлекательными запасами нефти категории А+В+С1 - 40,342 млн т, категории С2 - 13700 млн т.

• К главнейшим месторождениям на территории края относится Анастасиевско-Троицкое с остаточными извлекаемыми запасами категории А+В+ С1 - 8,109 млн т (29,3% от разрабатываемых запасов края и 31,8% от его добычи) (табл. 1 и 2) [2].
• Таблица 1 - Распределение извлекаемых запасов нефти по степени промышленного освоения месторождений, млн т

Степень промышленного освоения месторождения	Количество месторождений	Запасы на 2009 г.	С2
		А+В	А+В+С1
			Всего	% от запасов	В том числе остаток утвержденных запасов
					всего	% от утвержденных запасов
Все	96	17,581	40,342	100	16,086	100	13,700
Разрабатываемые	74	17,063	27,648	69	10,571	65,7	2,408
Подготовленные для промышленного освоения	1	-	0,024	0,06	0,024	0,15	-
Разведываемые	16	-	8,152	20	5,491	34,1	10,44
Законсервированн	11	0,518	4,518	11	-	-	0,851


• Всего же нефтегазодобывающий комплекс на территории края представлен 107 нефтегазовыми месторождениями, 46 нефтяными, 23 газонефтяными, 7 нефтегазоконденсатными, 40 газоконденсатными, 25 газовыми.
• Таблица 2 - Распределение запасов свободного газа по степени промышленного освоения месторождений, млрд м³

Федеральный округ. Субъект Федерации. Степень промышленного освоения месторождений	Количество месторождений	Запасы на 2009 г.
		А+В+С1	С2
		А+В	Всего	% от запасов края	В том числе остаток утверждённых запасов
					Всего	% от учётных балансом
Южный Краснодарский край	89	63,662	122,036	100	88,776	100	18,481
Разрабатываемые	64	63,662	104,092	85,3	78,364	88,3	6,471
Подготовленные для промышленного освоения	2	-	1,942	1,6	0,172	0,19	0,095
Разведываемые	15	-	12,785	10,5	7,468	3,1	11,525
Законсервированные	8	-	3,217	2,7	2,772	3,1	0,390

• Изменение динамики добычи нефти за последние годы можно увидеть на рисунке 1:
• Рисунок 1 - Динамика добычи нефти, тыс.т
• Сокращение объемов добычи нефти связано с высокой степенью выработанности месторождений.
• По добыче естественного газа Кубань занимает 8-е место в РФ и 2-е место в ЮФО после Астраханской области. Возрастание добычи газа происходит за счет увеличения объемов его разработки на старых месторождениях (Ленинградское, Каневское, Анастасиевское), а также поиска новых месторождений в приазовских районах. Изменение динамики добычи природного газа можно увидеть на рисунке 2[1].
• Рисунок 2 - Динамика добычи газа,млн м3
• Так компания "Газпром добыча Краснодар" в 2011 году увеличила добычу газа и нефти на 1,2% по сравнению с 2010 годом. Объем составил 1128,3 млн куб. м. Показатели по добыче жидких углеводородов выросли на 7,2% и составили 199,2 тыс. т. В 2011 году компания запустила новую скважину на Прибрежном месторождении в крае и в полном объеме выполнила программу геологоразведочных работ на Прибрежно-Новотитаровском участке.

Подготовка новых промышленных запасов углеводородов в крае, на современном этапе, осложняется тем, что поиски ведутся преимущественно на небольшие и сложно построенные месторождения, с выходом на значительные глубины, в районах с тяжелыми горно-техническими условиями.

Судя по комплексной геолого-экономической оценке ВНИГНИ, Краснодарский край обладает значительными рентабельными ресурсами, занимая ведущее место на Северном Кавказе, и находится, по этому показателю, в одном ряду с Волгоградской и Астраханской областями. В то же время, оценки ВНИГНИ показывают, что степень изученности территории Краснодарского края ниже, чем в других районах Северного Кавказа (Чеченская Республика, Республика Ингушетия и др.).

• Ученые подтвердили: недра Краснодарского края по-прежнему богаты "Черным золотом"-только шельф Черного моря таит около двух миллиардов тонн нефти. Перспективные участки обнаружены и на суше. Запасов нефти на территории старейшего нефтегазоносного региона России хватит еще на полвека, однако они требуют освоения. Так в 2009 году из краевого и федерального бюджета было выделено 80 миллионов рублей нагеолого-разведочные работы, а нефтегазовые компании потратили 2,7 миллиарда рублей на геологоразведку на суше, и 2,8 миллиарда рублей на море. Выросли и вложения в глубокое бурение. "Кубаньгазпромом" был увеличен прирост разведанных запасов нефти на месторождении "Песчаное", добычу нефти будет осуществлять ООО "НК "Приазовнефть" из ранее пробуренной на берегу скважины "Новая". В ближайшие годы кампания так же планирует бурение еще нескольких скважин в Азовском море в 60 км от берега. Это район Куликовского гирла, где сейсморазведка показала возможное наличие очень большого месторождения углеводородов. Предположительно, месторождение содержит в себе не менее 5 миллионов тонн "черного золота". При правильной эксплуатации нефтяная компания будет качать его около 20 лет. Нефть предполагается направлять от скважины по трубе, пролегающей по плавням и лиманам на Чумаковское месторождение и далее в Крымский район. Работы начнутся ориентировочно с 2014-2015 года. В ближайшее время кампания планирует пробурить с уже имеющейся забетонированной и обустроенной площадки "Новой" еще 2-3 скважины с целью оконтуривания месторождения и определения залегающих здесь объемов нефти.
• Компания "Роснефть" получила лицензию на разведку и освоение Южно-Кучанского участка, расположенного в Краснодарском крае, на территории Темрюкского района. Лицензия со сроком действия до 12 марта 2018 года получена 12 марта 2013 года[6].

Условия лицензии предусматривают строительство поисковой скважины до 2016 года, проведение 2D-сейсморазведки на 30 погонных километрах участка. Обработка результатов геологоразведки должна быть завершена до февраля 2018 года.

• В случае подтверждения наличия запасов углеводородов компания должна получить оценочное заключение госэкспертизы. "Роснефть" в 2011 году на территории Краснодарского края в пределах Славянско-Темрюкского участка открыла месторождение, оценка запасов которого свидетельствует о ресурсах объемом 500 тыс. тонн нефти. В Краснодарском крае нефть добывается еще с девятнадцатого века. Степень истощения месторождений составляет до 87%, территория считается изученной.
• 1.2 Освоение шельфа Черного моря
• В российской части акватории Черного моря в общей сложности выполнено немногим более 22 тысячи километров сейсморазведки. Это лишь 15 % всего объема. Выявлено 14 перспективных объектов. Но только на одной - Рифовой - в середине 70-х годов прошлого века была пробурена разведывательная скважина. Обнаружены признаки нефти, но не более того. Дальнейшее поисковое бурение не производилось. Однако принципиальное изменение ситуации произошло в конце 90-х гг., когда в связи с возникшей проблемой делимитации Азово-Черноморского бассейнов Министерство природных ресурсов Российской Федерации организовало отработку системы рекогносцировочных сейсмических профилей в полосе предполагаемого раздела акваторий. Их проведение базировалось на современных технологиях как собственно морских работ, так и их последующей обработки, интерпретации и геологического истолкования. Результаты этих работ привели к существенному изменению имеющихся представлений о геологическом строении региона и к неожиданным результатам в отношении оценок ресурсного потенциала. Эти "неожиданности" связаны с открытием принципиально новых типов ловушек в не изученных частях разрезов Азовского и Черного морей на глубинах, доступных для бурения, так называемых "биогерм". Такие ловушки ранее были установлены в районах Прикаспия. Именно с ними связан ряд нефтяных и газовых месторождений древней платформы, в том числе гигантских -Астраханское, Тенгиз, Кашаган, а также месторождений в доюрском комплексе западного Прикаспия России. Таким образом, прогнозные российские ресурсы за счет включения в расчеты биогермных, или рифогенных ловушек и переоценке ранее обнаруженных структур в уточенных параметрах значительно возросли. Так, в Азовском море объем прогнозных и перспективных ресурсов вырос по сравнению с оценками 1993 г. в 7,5 раза и составил около 1,5 миллиарда тонн условного топлива. Для Черного моря прогнозные ресурсы увеличены в 12 раз и составляют около 1,8 миллиарда тонн условного топлива (рис.3).
• Рисунок 3 - Месторождения на шельфе Черного моря
• Следует отметить, что новые оценки ресурсов пока базируются на результатах рекогносцировочных сейсмических работ, в связи с чем их значительная доля оценена по низким категориям Д2. Для их перевода в более высокие категории перспективных ресурсов Д1 и С3 необходимо выполнить значительный объем сейсмических работ. Это - не менее 8 тысяч километров современной 2D сейсморазведки и бурения 3-5 поисково-оценочных скважин общим объемом 13 тысяч метров. Ориентировочная стоимость работ порядка 120 миллионов долларов США. Существенные затраты не остановили, однако, нефтяные компании. Места на шельфе уже закрепили за собой государственные и полугосударственные предприятия - "Роснефть", "Приазовнефть" и ЗАО "Черноморнефтегаз".Лицензиями на 20 перспективных участков обладает компания "Роснефть". Структура Туапсинский прогиб в районе Новороссийска и Туапсе перешла к ней после ликвидации нефтяной компании "ЮКОС" и продажи этого участка на аукционе (рис.4) [6].
• Рисунок 4 - Площадь проектных работ на Западно-Черноморском участке
• "Роснефть" и французская "Тоталь" ведут переговоры о создании совместного предприятия для реализации проекта по изучению и освоению структуры. Работы предполагается вести на глубинах моря от 500 до 2000 метров. По экспертным оценкам компаньоны могут рассчитывать на получение здесь более 1 миллиарда тонн геологических ресурсов условного топлива. Кроме французов интерес к российскому сектору шельфа Черного моря сегодня проявляет американская корпорация "Эксон Мобил". Представители нефтегазодобывающего гиганта в 2009 году посетили Краснодарский край в целях изучения перспектив работы на черноморском шельфе.
• 1.3 Горючие полезные ископаемые: уголь, торф, горючие сланцы

Горючие полезные ископаемые представлены в крае малыми проявлениями каменного угля, горючих сланцев и торфа. Месторождения каменного угля обнаружены в горных районах бассейнов рек Белой, Большой и Малой Лабы. Пласты малой мощности (0,5-0,9 м), из-за сложных горно-технических условий добыча их нерентабельна. Общие запасы угля по категориям А+В+С1 в количестве 10248 тыс. т отнесены к забалансовым.

Обнаруженные ресурсы горючих сланцев непригодны для энергетического использования. Прогнозные запасы горючих сланцев по категории Р3 составляют 136,25 млн т при средней мощности пласта 5,0 м. Их запасы могут быть использованы для производства облицовочной плитки, а также в качестве мелиоранта для почв рисовых оросительных систем.

В окрестностях станицы Гривенской, в устьях рек Мзымта и Псоу, вНовокубанском районе (р. Уруп) имеются месторождения торфа, которые не разрабатываются. В крае также имеется Нефтегорское месторождение битуминозных песков с запасом 982 тыс. м3 по сумме категорий А, В и С1. Месторождение относится к группе государственного резерва.


• 2. Нефтеперерабатывающая отрасль

Нефтеперерабатывающую отрасль Краснодарского края представляют 3 крупных предприятия, 1 средний НПЗ и 1 мини НПЗ. Общий объём переработки нефти в Краснодарском крае в 2010 году составил 11,6 млн. тонн (108 процентов к аналогичному периоду прошлого года). Подавляющая часть перерабатываемой нефти поступает из других регионов России, главным образом из Западной Сибири.

* Общая мощность НПЗ -- 11500 тыс. тонн в год;

* Переработано нефтепродуктов (2010г.) -- 11643,9 тыс. тонн;

* Производство автомобильного бензина в 2010 году -- 232,4 тыс. тонн;

* Производство дизельного топлива -- 3,26 млн.т.

* Производство мазута топочного -- 5,2 млн.т.

* Производство сжиженного углеводородного газа - 41,2 тыс. т (2009г.)

* Производство печного бытового топлива - 174 тыс.т (2009г.)

Краснодарский край занимает третье место в стране по потреблению горючего. За последние полтора года расход бензина и дизельного топлива на Кубани возрос в полтора раза. Край не удовлетворяет собственных потребностей в этих продуктах, что продемонстрированно в таблице 3[9].

Таблица 3 - Потребность в топливно-энергетических ресурсах (ТЭР), производство и покрытие дефицита ТЭР в крае составляет:

Наименование показателя	Потребность ТЭР в крае	Производство ТЭР в крае	Покрытие дефицита ТЭР за счет поставок других регионов
Бензин автомобильный, (тыс. т)	1700	286	1414
Топливо дизельное, (тыс. т)	1300	2253,2	1843,2
Мазут топочный, (тс.т)	430	3335,5	94,5



2.1 Нефтеперерабатывающие предприятия Краснодарского края: Туапсинский НПЗ

Крупнейшим нефтеперерабатывающим предприятием края является Туапсинский НПЗ. Мощность завода составляет 4,4 млн т (32,2 млн барр.) нефти в год. Завод перерабатывает западносибирскую нефть, которая поставляется по системе трубопроводов АК "Транснефть", а также нефть, добываемую Компанией на юге России и поставляемую на НПЗ по трубопроводам АК "Транснефть" и железнодорожным транспортом. Завод специализируется на выпуске моторного топлива.Объем переработки нефти на НПЗ составил 4,51 млн т (33,0 млн барр.), что на 13,5% меньше объема переработки за 2009 г. Снижение связано с выводом из эксплуатации во втором квартале установки АТ-3 в связи с проводимыми работами по расширению мощностей НПЗ. Производственные мощности предприятия были полностью загружены, а выпуск нефтепродуктов составил 4,42 млн т. , в том числе бензина 870 тыс. тонн, дизельного топлива 1,43 млн. т, мазута 2,07 млн.т., и прочей продукции на 50 тыс. т. Глубина переработки нефти в 2010 г. составила 52,9%.

Особое место в программе развитиязавода занимает проект расширения мощностей Туапсинского НПЗ с 5 до 12 млн т (c 37 до 88 млн барр.) в год. Фактически речь идет о строительстве на территории действующего НПЗ нового современного завода с индексом сложности Нельсона около 8 и выходом светлых нефтепродуктов 90%. При этом автомобильное топливо, производимое на НПЗ, будет соответствовать классам 4 и 5 (эквивалент Евро-4 и Евро-5). Всего же общий объем инвестиций в этот проект составил 245,5 млрд. рублей[11].



2.2 Афипский НПЗ

Афипский нефтеперерабатывающий завод - одно из наиболее динамично развивающихся и перспективных предприятий Краснодарского края.Производственные мощности ООО "Афипский НПЗ" позволяют перерабатывать около 430 000 тонн сырой нефти ежемесячно. Существующая на предприятии технология позволяет осуществлять неглубокую переработку нефти и газоконденсата. Продуктами переработки являются:

*прямогонная бензиновая фракция / выход ~18%

*дизельная фракция/ выход ~33,0%

*мазутная фракция/ выход ~47,0%

*газы углеводородные/ выход ~1,0%

Компании "Нефтегазиндустрия" проведет масштабную реконструкцию Афинского НПЗ с целью увеличения производства и экспорта дизельного топлива. К 2017 году завод намерен довести выход светлых нефтепродуктов до 91% с нынешних 52%.

В первой половине текущего года планируется реконструировать магистральные нефтепроводы Крымск - Краснодар и Хадыженск - Краснодар, по которым завод получает сырье. Расширение трубопроводной инфраструктуры позволит заводу увеличить возможности для приема сырья до 6 млн т/год с 5,3 млн т/год.

В середине 2014 года НПЗ планирует приступить к производству вакуумного газойля в объеме до 2 млн т/год на комбинированной установке вакуумной перегонки и висбрекинга. При этом выпуск топочного мазута сократится более чем в три с половиной раза, примерно до 770 тыс. т/год.

Однако затем, в связи со строительством установки гидрокрекинга, производство ВГО и мазута существенно снизится, а к началу 2016 гг. и вовсе прекратится. В то же время выпуск нафты и дизельного топлива вырастет примерно до 1,8 млн т/год и 3,6 млн т/год соответственно.

В 2012 году производство нефтепродуктов на Афипском НПЗ увеличилось на 23,7%, до 4,7 млн т. При этом выпуск дизтоплива вырос почти на 37%, до 1,8 млн т.

В конце прошлого года стало известно о желании "Нефтегазиндустрии" построить собственный экспортный терминал в порту Новороссийск мощностью до 11 млн т/год. Строительство комплекса должно начаться в следующем году и продлиться примерно три года. По мнению участников рынка, через терминал будут переваливаться светлые нефтепродукты, прежде всего, дизтопливо с содержанием серы 10 ppm [10].

2.3 Краснодарский НПЗ, Ильский НПЗ, Славянский битумный завод

Краснодарский нефтеперерабатывающий завод на сегодняшний день - единственный в РФ исполнитель государственного заказа по выпуску стратегически важного топлива Т-1 (повышенной плотности), используемого для заправки реактивных двигателей. Благодаря удачному с географической точки зрения местоположению, КРНПЗ располагает обширными партнерскими связями и выгодными контрактами с множеством предприятий России и зарубежья. Предприятие выпускает также сырье для нефтехимической промышленности, битум, различные марки дизельного топлива.Мощности переработки сырья завода составила порядка 3 миллионов 100 тысяч тонн в год[22].

Ильский НПЗ располагается в поселке Ильский Северского района Краснодарского края, в 50 километрах от Краснодара. Предприятие было в 2001 году как малый НПЗ, однако после строительства ряда новых очередей мощность завода составила 1 млн. тонн в год. По итогам 2010 года объем переработки нефти составил 800 тыс. тонн (рис.5). А всего же в 2010 году в развитие завода было вложено 368 млн. руб.



Рисунок 5- Объемпереработки нефти на Ильском НПЗ

ООО "Ильский НПЗ" осуществляет первичную переработку нефти с глубиной переработки 60-65 %. Завод производит прямогонный бензин, дизельное и печное топливо, судовое топливо, мазут. Поставка нефти осуществляется железнодорожным транспортом.

Согласно программе технического перевооружения предприятия до 2015 года мощность по переработке нефти должна быть доведена до 3,5 млн. тонн в год с освоением производства дизельного топлива класса ЕВРО-5 и увеличением глубины переработки нефти до 90%[23].

ООО "Славянский битумный завод" расположен в г. Славянск-на-Кубани. Объём переработки нефтяного сырья составляет более 400 тыс. тонн в год. Основными видами вырабатываемой продукции являются: прямогонная бензиновая фракция, топливо печное, мазут.

2.4 Адыгейский и Славянский НПЗ

Помимо уже существующих, в Краснодарском крае планируется строительство еще двух нефтеперерабатывающих заводов: в Тахтамукайском районе Адыгеи и в городе Славянск-на-Кубани.

Адыгейский завод будет возведен на территории Тахтамукайского района в рамках модернизации и расширения производства Краснодарского НПЗ "Краснодарэконефть", отметившего недавно 100-летие со дня образования. Объем инвестиций составляет около 30 млрд. рублей. В реализации проекта участвует Краснодарский НПЗ, компания "Антей", ЗАО "Адамас", а также капитал иностранных банков.

Проект будет реализован в течение 10 лет в несколько этапов, однако выход на строительную площадку запланирован уже в 2014 -2016 годах. С этого момента пойдут товарно-финансовые потоки и налоговые отчисления в республиканский бюджет, которые составят, после выхода завода на полную мощность, более 500 млн. рублей, появится до 2 тысяч рабочих мест.

При строительстве завода будут использованы современные технологии, которые позволят заниматься глубокой переработкой топлива и производить высококачественную продукцию, прежде всего дизельное топливо. Объем предполагаемого производства - около 6 млн. тонн нефти в год. Инвесторы намерены протянуть от Краснодарского НПЗ нитку нефтепровода, по которой в Адыгею начнут перекачиваться продукты первичной переработки сырца, а уже здесь из них будут выпускать топливо, соответствующее стандартам "Евро-5". Таким образом, на юге России создается своеобразный нефтеперерабатывающий пул, четверть продукции которого будет продаваться региональным потребителям.

В последнее время также ходит много разговоров по поводу строительства НПЗ в городе Славянске-на-Кубани, однако окончательного решения по данному вопросу еще не принято, в связи с активным недовольством граждан города.

Список существующих, а также проектируемых нефтеперерабатывающих заводов можно увидеть в таблице 4 [24].



Таблица 4- Реестр проектируемых, строящихся и введенных в эксплуатацию нефтеперерабатывающих заводов в Краснодарском крае и республике Адыгея



3. Трубопроводный комплекс

Трубопроводный транспорт Краснодарского края представлен магистральными газо-, нефтепроводами и нефтепродуктопроводами. Протяженность магистральных нефте-, нефтепродуктопроводов по территории Краснодарского края составляет 3,0 тыс. км, резервуарный парк - 1,77 млн. м3, объем транспортировки и перевалки нефти - 93,0 млн. тонн в год.На территории Краснодарского края эксплуатируется 5,5 тыс. км магистральных газопроводов и 172 газораспределительные станции.Наиболее крупными местными нефтепроводами в крае являются Грозный -- Белореченск -- Туапсе, Тихорецк -- Новороссийск, Грозный -- Армавир -- Ростов-на-Дону -- Донбасс. Из газопроводов выделяются Кущевская -- Ленинградская -- Приморско-Ахтарск, Ленинградская -- Кореновск -- Усть-Лабинск и другие[17].

3.1 Каспийский трубопроводный консорциум

Трубопроводная система Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) - магистральный нефтепровод, соединяющий нефтяные месторождения Западного Казахстана (Тенгиз, Карачаганак) с российским побережьем Черного моря (терминал Южная Озереевка около Новороссийска) для дальнейшей транспортировки казахстанской нефти на мировые рынки.Из 1510 км.действующего нефтепровода 294 км проходят по территории Краснодарского края с выходом в морской терминал[19]. Нефтепровод сдан в эксплуатацию в ноябре 2001 года, затраченная стоимость 4 млрд. дол. Объем перевозки нефти виден на таблице 5.



Таблица - 5 Объем отгрузки нефти

год	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013
Объем, млн.т.	22,512	30,502	31,121	32,612	31,471	34,574	34,923	31,812	30,592	7,695(на апрель)

В 2010 году руководством Каспийского трубопроводного консорциума было принято окончательное решение о расширении механической мощности трубопроводной системы до 67 млн. тонн нефти в год.В расширенную систему трубопровода будет поступать нефть с месторождений, уже поставляющих нефть в КТК, например Тенгиз и Карачаганак.Также ожидается нефть с новых каспийских месторождений: Кашаган в Казахстане, им. Филановского в России. Строительство предполагается вести в 3 этапа, куда входит реконструкция старых и строительство новых насосно-перегонных станции (3 нефтеперекачивающие станции на территории Краснодарского края - НПС "Кропоткин", НПС №7 и НПС №8.), строительства 3 резервуаров и т.д (рис.4). Строительство планируется закончить к 2015 году[20].

3.2 Тихорецк-Туапсе-2; тоннель от нефтебазы "Грушовая" к нефтебазе "Шесхарис"

Проект строительства нефтепровода Тихорецк - Туапсе-2 предназначен для увеличения поставок нефти на Туапсинский нефтеперерабатывающий завод. Трасса нефтепровода Тихорецк - Туапсе-2 пройдет в одном коридоре с существующим нефтепроводом Тихорецк - Туапсе (рис.7).



Рисунок 7 - Нефтепровод Тихорецк-Туапсе-2

Протяженность планируемого нефтепровода составит 247 км, пропускная способность - 12 млн. тонн в год. В настоящее время на Туапсинский НПЗ поставляется 5 млн. тонн нефти в год. Для увеличения объема поставок до 12 млн. тонн в год будет осуществлено расширение пропускной способности на участке Родионовская-Тихорецк за счет строительства лупингов и замены трубы на некоторых участках под более высокое давление. Также на головной станции НПС Тихорецкая и промежуточной станции НПС Хадыженская предусмотрена реконструкция, связанная с увеличением объема прокачки. На Туапсинский НПЗ будет поставляться нефть с содержанием серы до 1,3%.Завершение проекта планируется во 2-ом квартале 2013 г.

Также в Краснодарском крае под Маркотхским хребтом строится новый технологический тоннель от нефтебазы "Грушовая" к нефтебазе "Шесхарис". Через него будет перекачиваться вся экспортная нефть и нефтепродукты в терминалы портов г. Новоросийска и г. Туапсе.Длина тоннеля 3224 м, в 400 м. под вершиной хребта и высотой 300 м. над уровнем моря. Особенность проходки заключалась в очень высокой точности - не более 50 мм отклонения на всю длину тоннеля.Порталы выхода из тоннеля находятся прямо на территориях действующих нефтебаз.Ориентировочная стоимость строительства: 5,5 млрд. руб. Дата сдачи - август 2013 года[4].



3.3 Газопровод "Голубой поток"

Газопровод "Голубой поток" предназначен для поставок российского природного газа в Турцию через акваторию Черного моря, минуя третьи страны (стоимость проекта составила 32 млрд. дол.).Общая протяженность газопровода "Голубой поток" составляет 1213(из месторождения Надым-Пур, Тазовский район) км.,из них:

· сухопутный участок на российской стороне от города Изобильный Ставропольского края до села Архипо-Осиповка Краснодарского края на побережье Черного моря длиной 373 км;

· морской участок от Архипо-Осиповки до терминала "Дурусу", расположенного в 60 км от города Самсун (Турция) длиной 396 км;

· сухопутный участок на турецкой стороне от города Самсун до города Анкара длиной 444 км (рис.8).

Диаметр трубы газопровода: равнинная часть сухопутного участка -- 1400 мм, горная часть сухопутного участка -- 1200 мм, морской участок -- 610 мм.

Рисунок 8 - Карта трубопровода "Голубой поток"

Впервые в практике российской нефтегазовой отрасли на горном участке сухопутной части газопровода были сооружены протяженные тоннели под хребтами Кобыла и Безымянный. Общая длина тоннелей составила 3260 м (рис.9).



Рисунок 9 - Макет участка газопровода "Голубой поток"

В ноябре 2005 года на газоизмерительной станции Дурусу в районе г. Самсун (Турция) состоялись торжественные мероприятия, посвященные реализации проекта "Голубой поток".В тоже время в Геленджикском районе Краснодарского края была введена в эксплуатацию первая очередь компрессорной станции "Береговая"[7].

Проектная мощность газопровода составляет 16 млрд куб. м газа в год.

В сентябре 2010 года общий объем поставок по "Голубому потоку" превысил 51 млрд куб. м газа. Поставки газа в Турцию в 2010 году составили 12 млрд м?, что превысило показатели предыдущих лет (таб. 6)

Таблица 6 - Поставки газа по газопроводу "Голубой поток"

год	2006	2007	2008	2009
Поставки в Турцию всего, млрд куб. м	19,9	23,4	23,8	20
Поставки в Турцию по "Голубому потоку", млрд куб. м	7,5	9,5	10,1	9,8

Всего же за 25 лет с 2000--2025 гг. Россия должна поставить в Турцию 364,5 млрд куб. м газа.

3.4 "Южный поток"

Южный поток -- российско-итальяно-французско-немецкий проект газопровода, который пройдёт по дну Чёрного моря из Анапского района(компрессорная станция "Русская" в поселке Гай-Кодзор) в болгарский порт Варну. Далее его две ветви пройдут через Балканский полуостров в Италию и Австрию. Проект "Южный поток" направлен на укрепление энергетической безопасности Европы. Строительство газопровода началось 7 декабря 2012 года и по плану должно закончиться в 2015 году

Морской участок газопровода пройдет по дну Черного моря в исключительных экономических зонах России, Турции и Болгарии. Общая протяженность черноморского участка составит 925 километров(протяженность больше 2300 километров), максимальная глубина -- более двух километров, проектная мощность -- 63 млрд куб. м. Оценочная стоимость проекта -- 16 млрд евро.

Сухопутный участок газопровода пройдет по территориям Болгарии, Сербии, Венгрии и Словении. Конечная точка газопровода -- газоизмерительная станция Тарвизио в Италии. От основного маршрута будут построены отводы в Хорватию и Республику Сербскую (государственное образование на территории Боснии и Герцеговины) (рис.10).

Рисунок 10 - Проект маршрута газопровода "Южный поток"

Для обеспечения подачи газа в газопровод "Южный поток" в необходимом объеме предполагается расширение газотранспортной системы на территории России: строительство дополнительных 2506,2 км линейной части и 10 компрессорных станций общей мощностью 1516 МВт. Этот проект получил название "Южный коридор" и будет реализован в два этапа до 2018 года[18].

"Южный поток" даст Кубани 5 миллиардов кубометров газа в год для юго-западных районов края. Анапа, Новороссийск, Тамань получат стимул для развития экономики, новые рабочие места, налоги, газ придет в самые отдаленные поселки.

3.5 "Южный коридор"

"Южный коридор" -- проектируемая "Газпромом" российская система газопроводов, предназначенная для повышения объёмов газоснабжения центра и юга европейской части России и обеспечения бесперебойности подачи газа в магистральный газопровод "Южный поток".

Общая протяженность трассы газотранспортной системы составит 2506,2 км. В рамках реализации проекта предполагается строительство 10 компрессорных станций (КС) общей мощностью 1516 МВт. Пропускная способность системы газопроводов "Южный коридор" составит 63 млрд куб. м газа в год. По состоянию на 2012 год проводятся инженерно-изыскательские работы, ведётся проектирование газокомпрессорных станций и линейной части, планируемый срок реализации -- декабрь 2019 года.

Проект реализуется на территории 8 субъектов РФ: Нижегородская, Пензенская, Саратовская, Волгоградская, Воронежская, Ростовская области, Республика Мордовия, Краснодарский край (рис.11).



Рисунок 11 - Проект газопровода "Южный коридор"

Реализация проекта разделена на два этапа.Первый этап -- Западный маршрут -- предполагает строительство газотранспортной системы "КС „Писаревка" (Воронежская область) -- КС „Русская" (Краснодарский край)". КС "Русская", которая станет головной компрессорной станцией морского участка газопровода "Южный поток", будет построена в Анапском районе Краснодарского края и станет самой мощной в мире[7].

КС "Русская" одновременно будет являться и конечной точкой "Южного коридора", и начальной точкой "Южного потока". Проектируемая мощность станции -- 448 МВт -- позволит создать давление газа до 28,45 МПа. Это позволит без дополнительных технических средств транспортировать голубое топливо на расстояние 900 км (рис. 12).



Рисунок 12 - Проектируемая компрессорная станция "Русская"

В рамках первого этапа также предусмотрено строительство перемычки от КС "Кубанская" до КС "Кореновская". Кроме того, предусматривается реконструкция существующего коридора "Петровск -- Писаревка". Мощность станции Кореновская 225 МВт, Казачья 200 МВт.

Компрессорная станция "Казачья", расположенная на территории Краснодарского края, являетсяважным объектом системы газопроводов "Южный коридор". На ней проводится подготовка газа ктранспортировке в Европу. После этого газ поступает на КС "Русская", а оттуда - в систему "Южный поток". Общая протяженность газопроводов Западного маршрута, включая перемычку "КС „Кубанская" Ї КС „Кореновская"", составит 880,6 км, а мощность компрессорных станций Ї 574 МВт. Сроки осуществления первого этапа предполагается синхронизировать с запуском первой очереди "Южного потока" в 2015 году[8].

Второй этап проекта -- Восточный маршрут -- включает строительство газотранспортной системы "КС „Починки" (Нижегородская область) -- КС „Русская"" в существующем коридоре "Починки -- Изобильное -- Северо-Ставропольское ПХГ". Общая протяженность газопроводов Восточного маршрута составит 1625,6 км, а общая мощность компрессорных станций -- 942 МВт. По территории Краснодарского края пройдет 383,6 км Западного и 394,6 км Восточного маршрутов.



3.6 Газопровод "Джубга -- Лазаревское -- Сочи"

Газопровод призван обеспечить надежное энергоснабжение Сочи (газ для Адлерской и других сочинских ТЭС) и подачу газа на строящиеся олимпийские объекты, дать импульс развитию газификации Сочи и Туапсинского района (стопроцентное обеспечение потребностей Туапсинского, Адлерского районов города Сочи, а также Красной Поляны), снизить энергодефицит Черноморского побережья Кавказа. Газопровод "Джубга -- Лазаревское -- Сочи" дополняет существующий газопровод "Майкоп-Самурская-Сочи" (мощностью от 1,5 до 2 млрд. кубометров в год), по которому до этого поступал газ в Сочи, и закольцовывает газоснабжение российского черноморского побережья Кавказа.

Протяженность газопровода -- 171,6 км, при этом около 90%(159,5 км.) трассы проходит по дну Черного Моря вдоль прибрежной полосы на глубинах до 80 метров.Газопровод имеет выходы на сушу в районе населенных пунктов Джубга, Новомихайловское, Туапсе, Кудепста.

Наземная часть газопровода начинается в районе п. Джубга. Между поселками Джубга и Лермонтово сухопутный участок соединяется с морской частью газопровода (рис. 13)[7].

Рисунок 13 - Газопровод "Джубга -- Лазаревское -- Сочи"



Строительство газопровода "Джубга -- Лазаревское -- Сочи" началось в сентябре 2009 года. 30 марта 2010 года в акватории Черного моря в районе Туапсе началось строительство морского участка газопровода. Газопровод введён в действие (сухопутный и морской участки) 6 июня 2011 года. Стоимость строительства газопровода "Джубга -- Лазаревское -- Сочи" составила 31,5 млрд. руб. Диаметр газопровода -- 530 мм, ежегодная производительность -- около 3,8 млрд куб. м. Расчетный срок эксплуатации газопровода "Джубга -- Лазаревское -- Сочи" 50 лет.



4. Энергетический комплекс

Краснодарский край один из крупнейших потребителей электроэнергии в стране, и также один из самых энергодефицитных регионов России, поэтому развитие энергетики в крае имеет большое значение и ему должно уделяться очень большое внимание[1].

На сегодняшний день Краснодарский край имеет следующие показатели развития энергетики (таб.7)

Таблица 7 - Показатели развития электроэнергетического и теплоэнергетического секторов Краснодарского края

Показатель	Электроэнергетика	Теплоэнергетика
Доля в ВРП, %	2,3	1,2
Обеспечение региона генерацией и добычей, %	38,9	100
Доля в накопленных регионом инвестициях, %	1,2	0,2
Прирост потребления энергии на единицу прироста ВРП, ед.	1,3	1,2
Доля в стоимости энергетической инфраструктуры региона, %	32,6	18,3
Уровень физического износа энергетической инфраструктуры, %	53,2	61,2
Доля энергетической инфраструктуры под контролем вертикально интегрированных корпораций (ВИК), %	92,2	64,3

Электростанции Краснодарского края в 2012 году увеличили производство электроэнергии на 21,3% по сравнению с показателем 2011 года - до 7 млрд 899,8 млн кВт.ч., ав январе 2013 года увеличили производство электроэнергии в 1,6 раза по сравнению с аналогичным периодом 2012 года - до 861,4 млн кВт.ч (таб.8).Увеличение выработки произошло в результате ввода ПГУ на Краснодарской ТЭЦ установленной мощностью 411 МВт и ПГУ на Адлерской ТЭС установленной мощностью 360 МВт[4]. Динамику производства электроэнергии в крае можно увидеть в таблице 8.

Таблица 8 - Производство электро - и теплоэнергии

Объем потребления электроэнергии в 2012 г. вырос на 3,7%, составив 22,769 млрдкВт.ч.Объем потребления электроэнергии за январь 2013 года к аналогичному периоду вырос на 0,3%, составив 2 млрд 150,6 млн кВт.ч.Потребление электроэнергии в регионе с 2006 г. по 2012 г. выросло более чем в 2 раза.Увеличение потребления в краевой энергосистеме обусловлено, главным образом, ростом электропотребления промышленными предприятиями, интенсивным развитием курортно-рекреационного комплекса побережья Черного и Азовского морей и наращиванием электрических нагрузок при строительстве олимпийских объектов в Сочи.

Дефицит генерирующих мощностей в Кубанской энергосистеме покрывался за счет перетоков электроэнергии и мощности по межсистемным линиям электропередачи из смежных энергосистем.В январе 2013 года суммарный переток электроэнергии в энергосистему Кубани составил 1 млрд 289,2 млн кВт.ч, в том числе по межгосударственным линиям - 128,4 млн кВт.ч.Всего же край удовлетворяет свои потребности в электроэнергии на 34,7%[1]. Баланс потребления электроэнергии в крае в 2011 г. можно увидеть в таблице 9.



Таблица 9 - Электробаланс Краснодарского края в 2011 году, млн.кВт.ч.

Около 40% потребностей региона в электроэнергии производиться на Краснодарской ТЭЦ - крупнейшей электростанции Кубани.Установленная электрическая мощность - 1091 МВт. Установленная тепловая мощность - 829 Гкал/ч. Основное топливо - природный газ, резервное - мазут[16].

Кроме неё электроэнергию производят на небольших местных ТЭС, расположенных в Новороссийске, Армавире и Туапсе, а также на Белореченской (48 МВт) и Краснопольской ГЭС (28 МВт),Сочинской ТЭС мощностью 160 МВт[14].

Также 21 января 2013 года в Адлерском районе г. Сочи была введена в эксплуатацию Адлерская ТЭС. Адлерская ТЭС -- современная парогазовая электростанция, состоящая из двух автономных энергоблоков ПГУ-180общей мощностью 360 МВт (тепловая мощность -- 227 Гкал/ч).Основным и резервным топливом Адлерской ТЭС является природный газ, КПД станции (52%).

На территории Краснодарского края теплоснабжение жилого сектора и объектов социальной сферы обеспечивают 2725 котельных и 3133 км тепловых сетей (в двухтрубном исчислении). Общий уровень газификации котельных составляет 69%. Специализированными теплоснабжающими предприятиями Краснодарского края эксплуатируются 1381 котельных и 2 769 км тепловых сетей. Остальные котельные и тепловые сети эксплуатируются комплексными предприятиями, а также собственными силами учреждений культуры, здравоохранения, образования и соцзащиты. Уровень газификации котельных теплоснабжающих организаций составляет 88%.

Среднекраевой показатель степени загрузки котельных составляет 56 процентов. Таким образом, в целом по краю существует более чем 40 процентный резерв тепловой мощности, что позволяет развивать в крае жилищное строительство и присоединять вновь построенные объекты к централизованным системам теплоснабжения.

Сегодня в Краснодарском крае разработана и практически реализуется долгосрочная краевая целевая программа "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности Краснодарского края на период 2011 - 2020 годов". Цель программы - снижение энергетических издержек, снижение нагрузки по оплате услуг энергоснабжения на население и бюджетную систему, обеспечение повышения конкурентоспособности и финансовой устойчивости экономики края, в том числе за счет масштабного использования нового энергоэффективного оборудования и ввода в эксплуатацию объектов альтернативной энергетики.

4.1 Возобновляемые источники энергии

Одной из наиболее актуальных проблем современной энергетики сегодня является обеспечение энергосбережения и снижение затрат на всех стадиях производства, передачи и потребления топливно-энергетических ресурсов. Энергосберегающие технологии, в том числе с использованием возобновляемых источников энергии, уже внедряются в Краснодарском крае. Это и светодиодное освещение как альтернатива лампам накаливания, и тепловые насосы, предусматривающие создание микроклимата (отопление, охлаждение) без помощи органического топлива и электроэнергии.

Краснодарский край по природно-климатическим характеристикам является одним из самых привлекательных в России для развития генерации на основе использования возобновляемых источников энергии (ВИЭ). По оценкам специалистов, за счет реализации потенциала ВИЭ в Краснодарском крае можно получать до 2200 МВт тепловой энергии и 1300 МВт электрической энергии взамен получаемой на традиционных углеводородных топливах[12].

Наиболее значимыми видами возобновляемых ресурсов для Краснодарского края являются солнечная и ветровая энергии и потенциальная энергия органических отходов сельского хозяйства и перерабатывающей промышленности (биомасса), на долю которых приходится 80% энергетического потенциала ВИЭ региона. Энергопотенциал гидравлической и геотермальной энергий составляют, соответственно, 12% и 8%.

В рамках реализации подпрограммы "Развитие возобновляемых источников энергии на период до 2020 года" федеральной программы "Модернизация электроэнергетики России на период до 2020 года" и планов сооружения энергоустановок и электростанций, функционирующих на основе ВИЭ, в Краснодарском крае компаниями ООО "ВЕТРОЭН-ЮГ" и ООО "ВЭС-ЮГ" при взаимодействии с министерством промышленности и энергетики Краснодарского края подготовлены к реализации инвестиционные проекты по строительству и эксплуатации ветровых электрических станций (ВЭС) общей мощностью 398 МВт на площадках Благовещенская, Геленджик, Анапа и Ейск.

В настоящее время в высокой степени проработки находятся два инвестиционных проекта: строительство крупнейшей в России современной ВЭС "Благовещенская" в окрестностях города-курорта Анапа, установленной мощностью 119,6 МВт и строительство ВЭС "Мирный" вблизи поселка Мирный Ейского района Краснодарского края установленной мощностью 60 МВт. Плановый срок ввода в эксплуатацию ветровых электростанций - 2014 год[13].

Краснодарский край - один из немногих регионов России, обладающий значительными ресурсами солнечной энергии (рис. 12). Технический потенциал производства тепла - 81,8 млн. т.у.т., электроэнергии -5,8 млн. т.у.т.. В крае построено 102 гелиоустановки общей площадью 5000 м2. Более половины гелиоустановок обеспечивают горячее водоснабжение пансионатов и баз отдыха.

Рисунок 15 - Суммарная солнечная радиация на горизонтальную поверхность на территории Краснодарского края, (кВт*ч)/м?

Строительство гелиоустановок горячего водоснабжения для жилых зданий, курортных объектов позволяет ежегодно замещать 1,5 млн. т.у.т органического топлива, что составляет около 10% суммарного годового краевого потребления ТЭР[15].

В результате выполненных расчётов установлено, что гелиоустановки достигают максимальной производительности в городах Краснодарского края,расположенных у Чёрного моря - Анапа, Новороссийск, Сочи.

Опыт сооружения и эксплуатации гелиоустановок в Краснодарском краеоднозначно свидетельствует о целесообразности их использования,однако насовременном этапе, при недостатке государственной поддержки внедрениягелиоустановок, сооружение установок с коллекторами иностранногопроизводства остается экономически невыгодным.

Реализован пилотный проект в пос. РозовомЛабинского района -- построен центральный тепловой пункт по использованию подземных геотермальных вод для отопления жилых домов.

Есть проекты строительства на территории Краснодарского края заводов по производству биотоплива[21].



Заключение

В данной работе мы рассмотрели современное состояние топливно-энергетического комплекса Краснодарского края, как важнейшей составляющей экономика любого региона, ознакомились с существующей, а также строящейся инфраструктурой, наиболее перспективными проектами в области добычи нефти и газа, нефтепереработки, строительства нефте- и газопроводов, ввода новых и реконструкции старых источников энергии. Край за последние годы стал активно разрабатывать новые проекты в области добычи нефти и газа, идет поиск новых месторождений на шельфах Черного и Азовского морей, реконструируются нефтеперерабатывающие заводы, строятся новые и реконструируются старые нефте- и газопроводы, идет строительство новых котельных, модернизация тепло- и энергосетей, модернизируются электростанции, планируется ввод новых, возобновыимых источников тепла и энергии, и мы можем с уверенностью сказать, что наш край, будучи одним из лидеров по экономическому развитию в стране, не отступает от идей развития и модификации ТЭК на основе имеющихся, а также освоению новых природных и экономических ресурсов региона.



Список использованных источников

1. "Экономическая и социальная география Краснодарского края", под редакцией В.И Чистякова, Краснодар: Просвещение-Юг, 2011. -c.433

2. Развитие ТЭК в Краснодарском крае // Информационно-аналитический журнал "ТЭК Кубани", № 3 2008, № 1 2009 - с.35

3. Атлас Краснодарского края и Республики Адыгея, Минск, 1995 - с.50

4. Портал исполнительных органов государственной власти [электронный ресурс] URL: http://www.krasnodar.ru/ [15.04.2013]

5. Департамент по вопросам топливно-энергетического комплекса [электронный ресурс] URL: http://tek-kuban.ru/ [17.04.2013]

6. Туапсинский НПЗ //Нефтяная компания Роснефть [электронный ресурс] URL: http://www.rosneft.ru/[11.04.2013]

7. Газопроводы Краснодарского края // ОАО Газпром [электронный ресурс] URL: http://www.gazprom.ru/ [14.04.2013]

8. Министерство энергетики Российской Федерации [электронный ресурс] URL: http://minenergo.gov.ru/ [12.05.2013]

9. "Углеводороды"; "Поиграл на трубе", "В обход" Журнал Эксперт №4 2008, №12 2011 год - c.23

10. ООО "Афипский нефтеперерабатывающий завод"[электронный ресурс] URL: http://www.afipnpz.ru/ [04.05.2013]

11. Визит главы Роснефти Игоря Сечина в Краснодарский край // Газета "Краснодарские известия", [06.04.2013]- с.9

12. Кощеев С.В., Кученко С.С. "Развитие топливно-энергетического комплекса Краснодарского края на основе применения инновационных технологий в области энергосбережения и энергоэффективности", Современные исследования социальных проблем (электронный научный журнал), №10(18), 2012. - с. 51- 56

13. В.Б. Божухин "Инновационные подходы к повышению эффективности энергосбережения в регионе (на примере Краснодарского края)", Санкт-Петербург, 2009. - с. 35-39

14. М.М. Долгиев "Основные направления реализации стратегического подхода к развитию энергетической системы региона", Майкоп, 2012

15. О.В. Григораш "Об эффективности и целесообразности использования возобновляемых источников энергии в Краснодарском крае",Научный журнал КубГАУ, №83(09), 2012. - с.79-83

16. Аналитический бюллетень "Электроэнергетика: тенденции и прогнозы". №9, Москва, 2013

17. Территориальный орган Федеральной службы государственной статистики по Краснодарскому краю [электронный ресурс] URL: http:// www.krsdstat.gks.ru/ [07.05.2013]

18. Южный поток[электронный ресурс] URL: http:// www. south-stream.info/ [09.05.2013]

19. Информация о строительстве КТК// ООО "Велесстрой" [электронный ресурс] URL: http:// www. .velesstroy.com/ [01.05.2013]

20. Каспийский трубопроводный консорциум [электронный ресурс] URL: http:// www.cpc.ru / [11.05.2013]

21. ГКУ КК "Центр энергосбережения и новых технологий" [электронный ресурс] URL: http:// www. kubancentr.com / [25.04.2013]

22. ЗАО "Краснодарский нефтеперерабатывающий завод - Краснодарэконефть"[электронный ресурс] URL: http:// www.krasnodareconeft.ru / [29.04.2013]

23. Строительство нефтезавода под Славянском-на-Кубани // Экологическая вахта по Северному Кавказу [электронный ресурс] URL: http:// www.ewnc.org / [4.05.2013]

24. Реестр проектируемых, строящихся и введенных в эксплуатацию нефтеперерабатывающих заводов в Российской Федерации, 2012

Размещено на Allbest.ru