Социально-экономическая география ТЭК

Содержание

• Введение

Россия - одна из крупнейших по населению и самая большая по площади страна. Огромен ее политический, природный и культурный потенциал, трудно переоценить ее  влияние на Европу и на мир в целом.

Своеобразие России во многом связано с ее совершенно уникальными географическими характеристиками, главной из которых является огромная территория (9000 км с запада на восток и 2000 - с севера на юг). Этим обусловлены очень многие особенности и в географии, и в экономике, и в геополитке страны. Одно из важнейших следствий этого факта -  большая протяженность границы. Страна граничит на западе с Эстонией, Латвией, Литвой, Белоруссией, Польшей; на юго-западе - с Украиной; на юге - с Грузией, Азербайджаном, Казахстаном; на северо-западе - с Финляндией и Норвегией; на юго-востоке - с Монголией, Китаем, Северной Кореей.

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) играет особую роль в хозяйстве любой страны, без его продукции невозможно функционирование экономики, это и определяет актуальность темы курсовой работы.

Целью курсовой работы является изучение значения ТЭК России для развития экономики страны.

Для достижения указанной цели в работе ставятся следующие задачи:

1.  Изучить рзвитие и размещение нефте-газовой отрасли России;

2.  Изучить угольную промышленность России.

1. Развитие и размещение  нефте-газовой отрасли

• 1.1. Размещение нефтяной промышленности

На территории Российской Федерации находятся три крупных нефтяные базы:

Западно-Сибирская, Волго-Уральская и Тимано-Печерская .

Основная из них - Западно-Сибирская. Это крупнейший нефтегазоносный бассейн мира, расположенный в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км. Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1,1%) , и парафина (менее 0,5%) , содержание бензиновых фракций высокое (40-60%) , повышенное количество летучих веществ.

На данный момент на территории Западной Сибири добывается 70% российской нефти. Так, в 2006 году добыча нефти без газового конденсата составила 231.397.192 тонны, из которых фонтанным способом - 26.512.060 тонн, а насосным 193.130.104тонны. Из данных следует, что добыча насосным способом превышает фонтанную на порядок. Это заставляет задуматься над важной проблемой топливной промышленности - старением месторождений. Вывод подтверждается и данными по стране в целом.

В Западной Сибири находятся несколько десятков крупных месторождений.

Среди них такие известные, как Самотлор, Мегион, Усть-Балык, Шаим, Стрежевой . Большая часть из них расположена в Тюменской области - своеобразном ядре района. [7, c.28,29]

Тюменская область, занимающая площадь 1435,2 тысячи квадратных километров (59 процентов площади Западной Сибири, 8,4 процента – Российской Федерации) , относится к наиболее крупным (после Якутии и Красноярского края) административным образованиям России и включает Ямало - Ненецкий и Ханты - Мансийский автономные округа. В Российской Федерации Тюменская область занимает первое место по объему инвестиций, стоимости основных промышленно-производственных фондов, по вводу в действие основных фондов, пятое по объему промышленной продукции. В республиканском разделении труда она выделяется как главная база России по снабжению ее народнохозяйственного комплекса нефтью и природным газом. Область обеспечивает 70,8 процента российской добычи нефти, а общие запасы нефти и газа составляют 3/4 геологических запасов СНГ. В Тюмени добывается 219.818.161 тонна нефти без годового конденсата (фонтанным способом - 24.281.270 тонн, насосным - 183781863 тонны) , что составляет более 90% всей добычи Западной Сибири. Анализируя данную информацию, можно сделать следующий вывод: нефтедобывающей промышленности Российской Федерации свойственна чрезвычайно высокая концентрация в ведущем районе.  

Переработка попутного нефтяного газа Тюмени осуществляется на Сургутских, Нижневартовских, Белозерном, Локосовском и Южно-Балыкском газоперерабатывающих заводах. На них, однако, используется лишь около 60% добываемого с нефтью ценнейшего нефтехимического сырья, остальное количество сжигается в факелах, что объясняется отставанием ввода мощностей газоперерабатывающих заводов, недостаточными темпами строительства газокомпрессорных станций и газосборных сетей на нефтепромыслах.

Следовательно, выделяется еще одна проблема – разбалансированность внутреотраслевой структуры нефтяной промышленности.

Вторая по значению нефтяная база - Волго-Уральская. Она расположена в восточной части Европейской территории Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а также Пермской, Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской Кировской и Ульяновской областей. Нефтяные залежи находятся на глубине от 1600 до 3000 м, т.е. ближе к поверхности по сравнению с Западной Сибирью, что несколько cнижает затраты на бурение. Волгл- Уральский район дает 24% нефтедобычи страны.

Подавляющую часть нефти и попутного газа (более 4/5) области дают Татария, Башкирия Куйбышевская область. Значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго- Уральской нефтегазоносной области, поступает о нефтепроводам на местные нефтеперерабатывающие заводы, расположенные главным образом в Башкирии и Куйбышевской области, а также в других областях (Пермской) , Саратовской, Волгоградской, Оренбургской) .

Нефть Восточной Сибири отличается большим разнообразием свойств и состав вследствие многопластовой структуры месторождений. Но в целом она хуже нефти Западной Сибири, т.к. характеризуется большим содержанием парафина и серы, которая приводит к повышенной амортизации оборудования. Если коснуться особенностей в качестве, то следует выделить республику Коми, где ведется добыча тяжелой нефти шахтным способом, а также нефть Дагестана, Чечни и Ингушетии с крупным содержанием смол, но незначительным серы. В ставропольской нефти много легких фракций, чем она ценна, хорошая нефть и на Дальнем Востоке.

Итак, почти каждое месторождение, а тем более каждый из нефтегазоносных районов отличаются своими особенностями в составе нефти, поэтому вести переработку, используя какую-либо "стандартную" технологию нецелесообразно.

Нужно учитывать уникальную структуру для достижения максимальной эффективности переработки, по этой причине приходиться сооружать заводы под конкретные нефтегазоносные области.

Существует тесная взаимосвязь между нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленностью. Однако развал Советского  Союза обусловил появление новой проблемы - разрыв внешних хозяйственных связей нефтяной промышленности. Россия оказалась в крайне невыгодном положении, т.к. вынуждена экспортировать сырую нефть ввиду дисбаланса нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности (максимальный объем переработки - 240 млн. тонн в год) , в то время как цены на сырую нефть гораздо ниже, чем на нефтепродукты. Кроме того, низкая приспособляемость российских заводов, при переходе на нефть, ранее транспортировавшуюся на заводы республик, вызывает некачественную переработку и большие потери продукта.

Третья нефтяная база - Тимано - Печерская. Она расположена в пределах Коми, Ненецкого автономного округа Архангельской области и частично на прилегающих территориях, граничит с северной частью Волго- Уральского нефтегазоносного района. Вместе с остальными Тимано-Печерская нефтяная область дает лишь 6% нефти в Российской Федерации (Западная Сибирь и Уралоповолжье - 94%) . Добыча нефти ведется на месторождениях Усинское, Верхнегруьеторское, Памгня, Ярега, Нижняя Омра, Водейское и другие. Тимано - Печорский район, как Волгоградская и Саратовская области, считается достаточно перспективным. Добыча нефти в Западной Сибири сокращается, а в Ненецком автономном округе уже разведаны запасы углеводородного сырья, соизмеримые с западносибирскими. По оценке американских специалистов, недра арктической тундры хранят 2,5 миллиарда тонн нефти. Сегодня различные компании уже инвестировали в его нефтяную промышленность 80 млрд. долларов с целью извлечь 730 млн. тонн нефти, что составляет два годовых объема добычи Российской Федерации. Ведутся совместные разработки месторождений. [1, c.99-101]

• 1.2. Транспортировка нефти трубопроводами

Нефть не используется в первоначальном виде, поэтому нефтеперерабатывающие заводы - основной ее потребитель.

Они располагаются во всех районах страны, т.к. выгоднее транспортировать сырую нефть, чем продукты ее переработки, которые необходимы во всех отраслях народного хозяйства. В прошлом она из мест добычи в места потребления перевозилась по железным дорогам в цистернах. В настоящее время большая часть нефти перекачивается по нефтепроводам и их доля в транспортировке продолжает расти. В состав нефтепроводов входят трубопроводы, насосные станции и нефтехранилища. Скорость движения нефти - 10-12 км/ч. Стандартный диаметр - 12 тыс. мм. Производительность в год - 90 млн. тонн нефти. По эффективности с нефтепроводами могут соперничать только морские перевозки танкерами.

Кроме того, они менее опасны в пожарном отношении и резко снижают потери при транспортировке (доставке) .

 Стоимость строительства магистрального  нефтепровода обычно окупается за 2-3 года.

Сеть магистральных нефтепроводов развивалась в трех основных направлениях:

урало-сибирское (Альметьевск - Уфа - Омск - Новосибирск - Иркутск) длиной 8527 км; северо-западное (Альметьевск - Горький - Ярославль - Кириши с ответвлениями на Рязань и Москву) длиной более 17700 км; юго-западное от Альметьевска до Куйбышева и далее нефтепроводом "Дружба" с ответвлением на Полоцк и Вентспилс) протяженностью более 3500 км. Таким образом, наибольшей длиной обладали нефтепроводы урало-сибирского направления, т.к. связывали основного добытчика (Сибирь) с главным потребителем (западными районами Российской Федерации. Важность этого направления сохраняется и в настоящее время.

С открытием новых нефтяных месторождений на Южном Мангышлаке и в Тюменской области сооружены следующие нефтепроводы: Узень - Гурьев - Куйбышев диаметром 1020 мм, длиной около 1000 км; Шаим - Тюмень,

Александровское - Анжеро - Суджинск диаметром 1220 мм и протяженностью 840 км; Усть - Балык - Курган - Уфа - Альметьевск диаметром 1220 мм и протяженностью 1844 км, второй нефтепровод "Дружба". Общая протяженность нефтепроводов в СССР в 1973 году составила 42,9 тысяч км, а к! ((! году уже превысила 82 тыс. км.

Характерной особенностью развития нефтепроводного транспорта России является увеличение удельного веса трубопроводов большого диаметра, что объясняется их высокой рентабельностью.

Развитие нефтепроводного транспорта определяется общим состоянием дел в нефтяной промышленности, т.к. между ними существует неразрывная связь. Например, во время благоприятной ситуации в отрасли с 1940 по 1980 годы протяженность нефтепроводов увеличилась с 4 до 69,7 тыс. км, а грузооборот - с 4 до 1197 млрд. ткм, т.е. на 29825%.

Так, в прошлом формирование нефтяной базы между Волгой и Уралом, намного улучшив снабжение нефтью центральных и восточных районов страны, обусловило появление целой системы магистральных нефтепроводов:

1) на запад - нефтепровод "Дружба" от Альметьевска через  Куйбышев - Брянск до Мозыря (Белорусия) , откуда в Полшу, Венгрию и  Чехословакию с ответвлением  в Белорусию, Латвию и Литву; Куйбышев - Пенза - Брянск (нефтепродукты) ; Альметьевск - Горький - Рязань - Москва с ответвлением Горький - Ярославль - Кириши;

2) на юг - Пермь - Альметьевск; Альметьевск - Саратов; Ишимбай - Орск.

3) на восток - Туймазы - Омск - Новосибирск - Красноярск - Ангарск; Туймазы - Омск; Уфа - Омск - Новосибирск (нефтепродукты) . [4, c.156-158]

Формирование Западно-Сибирской нефтяной базы изменило ориентацию основных потоков нефти: Волго-Уральский район целиком переориентировался на западное направление.

Важнейшие функции дальнейшего развития сети магистральных нефтепроводов перешли к Западной Сибири, откуда трубопроводы идут:

1) на запад - Усть -Балык - Курган - Альметьевск; Нижневартовск - Куйбышев; Куйбышев - Лисичанск - Кременчук - Херсон - Одесса; Сургут - Новополоцк;

2) на юг - Шаим - Тюмень; Усть - Балык - Омск; Омск - Павлодар - Чимкент;

3) на восток - Александровское - Анжеро - Судженск.

Для транспортировки нефти на запад используются, кроме того, трубопроводы Волго - Уральского района восточного направления.

Из трубопроводов выделяются: Гурьев - Орск; Мангышлак - Самара; Ухта - Ярославль (Тимано - Печерская нефтегазоносная область) ; Огса - Комсомольск-на-Амуре (Сахалин) .

За границу нефть экспортируется также при помощи трубопроводов (например, "Дружба") . Экспорт нефти сегодня составляет 105-110 млн. т, нефтепродуктов - 35 млн. тонн. Средняя цена нефти на мировом рынке - приблизительно 107 долларов за тонну, а мазута - 86 долларов. Треть экспорта сырой нефти приходиться на страны СНГ (на Украину, Белоруссию и Казахстан вместе более 90%) .

Остальная часть нефти направляется в дальнее зарубежье, т.е. в Западную Европу, где Германия, Италия, Великобритания и Ирландия вкупе потребляют 60% этого объема. Сегодня экспорт за границу в основном выгоден, однако, есть уже указанные проблемы с оплатой при поставке нефти в страны ближнего зарубежья.

В самой же России в будущем предусмотрено создание региональных систем магистральных нефтепродуктопроводов с разводящей сетью к нефтебазам, однако сейчас трубопроводный транспорт переживает тяжелые времена в связи с общим спадом в нефтяной промышленности. [5, c.25-27]

• 1.3. Газовая промышленность РФ: современное состояние и проблемы

Особенности:

- наиболее устойчиво функционирующая  отрасль ТЭК

- наиболее емкая и представительная  в структуре (> 50 %) производства первичных энергоносителей

- газовая промышленность дает  более 10 % ВВП, 0,25 налоговых поступлений в бюджет.

Преимущества использования газа:

1. высокотехнологичное топливо (для  его ввода в печь не требуется  больших объемов технических средств; достижение высоких температур; хорошая регулируемость)

2. использование газа увеличивает  объем производства продукции  так как увеличивается КПД

3. улучшает качество продукции

4. обеспечивает высокую культуру  производства (улучшает условия труда; низкая загазованность)

5. не загрязняет водный бассейн

6. 26 % выбросов в атмосферу.

Устойчивое развитие отрасли определяется надежностью сырьевой базы.

Сырьевая база – состояние запасов природного газа.

Геологоразведка:

40 % мировых запасов газа находится на территории РФ (50 трлн. м3 доказанных запасов). Обеспеченность запасами на 80 лет. Большая часть запасов принадлежит Газпрому.

Структура запасов:

- уникальные месторождения (20) –  сосредоточено 75 % запасов – 500 млрд  м3 в каждом м/ж

- крупные м/ж (115) – ссредоточено 22 % запасов: 30-500 млрд.м3

- средние м/ж (69) – 1,5% запасов : 10-30 млрд.м3

Эффективность геологоразведочных работ снижается, так как  все чаще открываются мелкие м/ж. Основная причина – дефицит финансовых ресурсов.

Тенденция проедания запасов – прирост запасов меньше, чем объем добычи.

Ресурсная база: север Тюменской области; Надым- Туртасовский район.

Газодобыча.

1991 г. -640 млрд. м3 ; 2006 - 591 млрд. м3.

Причины падения добычи:

Внешние

- падение спроса на газ со  стороны народного хозяйства вследствие неплатежей, которые регулируют путем уменьшения подачи газа;

- дефицит финансовых ресурсов;

Внутренние – падение дебита скважин, снижение объемов бурения

- рост продуктивности скважин  связан с бурением горизонтальных  скважин: падение количества скважин, увеличение эффективности. [12, c.122]

Основные месторождения:

- Западная Сибирь (Сургут, Урай, Оренбург);

- Надым-Уренгойское;

- Вуктыл;

- Ямал (но дорогая добыча);

- Архангельск.

Районы добычи: Север Тюменской области, Ямбург, Уренгой, Сургут, Оренбург, Архангельск.

Добыче на шельфе: северное море, Полуостров Ямал, Бованенское м/ж, Штокманское, Русановское.

Истощенные м/ж: Баренцево море, Краснодар, Ставрополь.

В перспективе разработка газоконденсатных месторождений, хотя сложность в добыче, но сейчас имеет место увеличение ценности такового вида продукта.

Добыча газового конденсата. Причины повышения значимости г.к. – падение уровня добычи нефти; в структуре запасов газа увеличилась доля конденсата, содержащего газ.; цена конденсата позволила сделать его производство рентабельным.

В течение длительного периода газоконденсатные м/ж эксплуатировались в режиме истощения – конденсат выпадал в виде жидкости и оставался в пласте. Способы извлечения конденсата:

- ретроградный (закачка газа в пласт для поднятия давления)

- сайклинг-процесс (поддержание пластового  давления: добывается конденсат, из него извлекается газ, который закачивается обратно в пласт).

м/ж: Уренгойское, Ень-яховское.

Газопереработка.

Это относительно молодая отрасль.

Ее развитие связано с решением целого ряда проблем: увеличение объема конденсата и его переработки; появление крупных м/ж  с содержанием сероводорода.

Мощность: 40 млрд. м3 газа; 11-12 млн. т конденсата.

Основные центры газопереработки:

- Оренбург (большое количество Н2S - содержащих, но нет сырьевой базы - нет перспектив);

- Астраханский народнохозяйственный  комплекс (возник вследствие добычи газа с большим содержанием Н2S);

- Сосногорский ГПЗ (нет в мире  аналогов; помимо основного производства - производство сажей);

- Тобольский перерабатывающий  комбинат

- Тюменский народнохозяйственный  комплекс:

- Новоуренгойский (осушка газа + получение  полиэтилена);

- Сургутский (производство нефтепродуктов).

Перспективы:

- производство метанола (моторное  топливо);

- развитие газохимии;

- дополнительное производство  нефтепродуктов.

Транспорт и хранение хаза

Задача  - передача газа из районов добычи в районы потребления.

- основная, определяющая экономические  показатели, отрасль н/г промышленности

- самый капиталоемкий передел (трубы, Компресс Станции)

- с/с на транспорте в 3 раза  больше, чем в добыче

- каждый м3 газа транспортируется на 2800 км.

- объекты газовой промышленности  – единая система газоснабжения (взаимосвязанная совокупность объектов  добычи, транспорта, переработки, хранения)

- потребление газа неравномерное (сезонные неравномерности –  зимой на 30 % больше, чем летом)

- протяженность магистральных  трубопроводов 150 тыс. км.

- 690 компрессорных цехов, более 4000 агрегатов.

- есть возможность маневрировать  перекачкой газа, достигая максимальной надежности газосистемы (за счет перемычек)

- использование труб большого  диаметра (1 м), что дает высокую  концентрацию потоков газа.

- в настоящее время  система  уже построена; надо строить только  начальные и конечные участки трубопроводов.

- нужны распределительные сети.

Проблемы транспорта:

- замена газопроводов (норматив  службы - 33 года);

- 28% отслужили до 10 лет, 37% - 10-20 лет, 21% - 20-30 лет;

- прокладка дополнительных путей  для увеличения объема поставки (25%);

- вынос трубопроводов из охранных  зон (20%);

- конструкция разного рода переходов (15%);

Проекты строительства новых газопроводов:

- Ямал-Европа (Россия-Белоруссия –  Западная Европа);

- “Голубой поток” (через дно  Черного моря в Турцию);

- Проекты по подаче в Китай;

- Внутренние проблемы газификации.

Проблемы с компрессорными станциями:

- установка новых агрегатов (64%);

- строительство новых компрессорных  станций взамен старых (25%);

- модернизация.

Подземное хранение.

Цель – регулирование неравномерного газопотребления. Развитие будет идти по пути создания большого числа мелких хранилищ. [2, c.145-147]

Газоваяпромышленность. В случае реализации "мягких" ограничений надобычу нефти добыча газа должна быть доведена к 2030 г. до 770-785 млрд м3,при этом экспорт газа может достичь 305-325 млрд м3 в 2020-2030 гг.(табл. 24, рис. 6). Предполагается, что помимо Европейского, газ будетпоставляться на Азиатско-Тихоокеанский энергетический рынок.

Вслучае реализации "жестких" ограничений на добычу нефти добыча газасоставит в 2030 г. 835-915 млрд м3, при этом экспорт газа следуетограничить теми же объемами, что и в случае "мягких" ограничений.

Прогнознеобходимых для достижения целей концепции уровней добычи газа по макрорегионамРоссии показан в табл. 1.

Естественно, как и для нефти, может быть реализован и любой, промежуточный между этими двумя крайними, вариант. Как и для нефти, предложенные в табл. 24 уровни экспорта газа необходимо рассматривать как ограничения сверху, конкретная их величина должна определяться потребностями рынка, состоянием инвестиций и геополитическими интересами России.

Программа развития газовой промышленности должна предусматривать устойчивую на длительный срок деятельность и развитие Западносибирско-Европейской системы газодобычи и газообеспечения, продолжение газификации европейских районов России, газификацию Юга Сибири и выход России на Азиатско-Тихоокеанский энергетический рынок.

В Западной Сибири важнейшими задачами являются ввод в разработку Заполярного месторождения, а в среднесрочной перспективе - месторождений полуострова Ямал.

Важнейшим элементом стратегии развития газовой промышленности в Европейской части России должен стать ввод в разработку Штокмановского месторождения в Баренцевом море.

Необходимо в ближайшие годы ускоренными темпами завершить разведку и начать разработку гигантских Ковыктинского и Чаяндинского газовых и Юрубчено-Тохомского и Верхнечонского газонефтяных месторождений, сформировать и начать реализовывать программу создания новых крупных центров добычи нефти и газа в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия), интенсивно осваивать месторождения на сахалинском шельфе.

В рамках программы освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Республики Саха(Якутия) необходимо обратить особое внимание на проблему выделения, сохранения и реализации гелия, который содержится в этих газах в уникальных концентрациях. Прогнозные оценки показывают, что за пределами 2010 г. на мировом рынке будет ощущаться острый недостаток гелия, и Россия может стать крупнейшим экспортером этого стратегически важного сырья.

Наметившаяся в последние годы стабилизация добычи газа в России не вселяет, однако, оптимизма на фоне мировых тенденций, особенно если учесть имеющиеся огромные потенциальные запасы, которые за недостатком инвестиций не переводятся в стадию разработки.

Шесть месторождений обеспечивают 76,7% российской добычи, в том числе около 57,4% газа производится на двух месторождениях ЯНАО, которые находятся в состоянии естественного падения добычи по причине выработанности запасов.

Прогнозируемое снижение добычи газа на трех основных месторождениях (Ямбург, Уренгой, Медвежье) составляет 50 млрд. куб. м в год, начиная с 2001 г. Компенсировать падение добычи Газпрома призвана программа освоения месторождения “Заполярное”. Добыча газа на этом месторождении согласно планам Газпрома составит 100 млрд. куб. м и позволит компании выйти на общий объем добычи в 530 млрд. куб. м. Возможный объем добычи газа на месторождениях полуострова Ямал оценивается в 130 млрд. куб. м в год. На освоение этих месторождений согласно оценкам Газпрома и администрации ЯНАО требуется 50–75 млрд. $.

Значительный разброс в оценках требуемых инвестиций показывает, что, наряду с экспертными оценками, необходимо иметь достаточно гибкий инструмент прогнозного анализа, т. е. прогнозную систему. Одной из целей настоящей работы является анализ зависимости добычи газа на новых месторождениях РФ от уровня инвестиций.

Связь инвестиций с либерализацией газового рынка Западной Европы представляется ключевой, поскольку политические решения относительно правил функционирования рынка неизбежно приведут и к изменению инвестиционной политики, что, в свою очередь, скажется на развитии газодобычи и, как следствие, на величине экспорта. [8, c.156-158]

2. Угольная промышленность России

2.1. Роль угольной промышленности

Угольная промышленность играет значительную роль не только в экономике России, но и в мировом производстве этого вида топлива. Достаточно сказать, что по объемам добычи угля Россия занимает 3 место после Китая и Соединенных Штатов Америки и располагает пятой частью мировых запасов угля и, таким образом, является одним из признанных мировых лидеров в отрасли. В то же время, ресурсная база угольной промышленности России в целом не может считаться благоприятной, так как около 57% вовлеченных в отработку запасов не соответствует принятым в мировой практике кондициям по качеству угля, мощности, условиям залегания, газо - и выбросоопасности пластов. Это, в первую очередь, относится к Подмосковному, Кизеловскому и Донецкому бассейнам, Прокопьевско - Киселевскому району Кузбасса, и Сахалину, где сложные горно-геологические условия определяют высокий травматизм и большие удельные затраты на добычу угля.

Угольное топливо используется главным образом для производства электроэнергии. 44% всей производимой в мире электроэнергии вырабатывается путем сжигания угля, а в основных угледобывающих регионах мира эта цифра достигает 96%. В России удельный вес угля в производстве электроэнергии невысок и продолжает снижаться, что связано с широким использованием в качестве сырья для производства энергии природного газа. Если в середине 50-х годов удельный вес угля в топливном балансе страны составлял 59%, то к началу 80-х годов он снизился до 20%, а к настоящему времени составляет около 15%. [3; c.120-123]

Несмотря на это, развитие угледобычи продолжает оставаться приоритетным направлением в развития ТЭК России благодаря, прежде всего, преобладающим размерам запасов угля по сравнению с другими энергоносителями - газом, нефтью, ядерным топливом. По оценкам специалистов министерства топлива и энергетики РФ, разведанных запасов угля в России хватит на 400 лет разработки, в то время как запасов нефти и газа - на 30-60 лет.