Современное состояние топливно-энергетического комплекса Краснодарского края

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

• 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

• 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 теплои 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.
• 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 — 13 700 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).
• 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		17,581	40,342		16,086		13,700
Разрабатываемые		17,063	27,648		10,571	65,7	2,408
Подготовленные для промышленного освоения		;	0,024	0,06	0,024	0,15	;
Разведываемые		;	8,152		5,491	34,1	10,44
Законсервированн		0,518	4,518		;	;	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		63,662	122,036		88,776		18,481
Разрабатываемые		63,662	104,092	85,3	78,364	88,3	6,471
Подготовленные для промышленного освоения		;	1,942	1,6	0,172	0,19	0,095
Разведываемые		;	12,785	10,5	7,468	3,1	11,525
Законсервированные		;	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 гигантскихАстраханское, 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).
• 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 10 248 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 — 11 500 тыс. тонн в год;

* Переработано нефтепродуктов (2010г.) — 11 643,9 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)
Топливо дизельное, (тыс. т)		2253,2	1843,2
Мазут топочный, (тс.т)		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.

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.

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
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
Поставки в Турцию всего, млрд куб. м	19,9	23,4	23,8
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
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 нефтеи 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 нефтеи газопроводы, идет строительство новых котельных, модернизация теплои 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