Кроме того, производительность каждой скважины выросла за последние восемь лет в 4-5 раз и продолжает увеличиваться.

МОСКВА, 18 июл /ПРАЙМ/. Добыча сланцевой нефти на месторождениях крупнейших нефтегазодобывающих регионов США в августе 2016 года снизится по сравнению с июлем на 99 тысяч баррелей — до 4,553 миллиона баррелей в сутки, прогнозирует управление энергетической информации (EIA) Минэнерго страны. В июне ведомство прогнозировало, что добыча сланцевой нефти на основных месторождениях в июле сократится на 118 тысяч баррелей в сутки, до 4,723 миллиона баррелей в сутки. На данный момент оценка июльской добычи составляет 4,652 миллиона баррелей в сутки. В августе спад будет в основном обусловлен падением добычи на большинстве крупных месторождений, отмечает EIA. Самое большое снижение ожидается на месторождениях Eagle Ford в Техасе, где добыча нефти может сократиться на 48 тысяч баррелей в сутки — до 1,079 миллиона баррелей. На месторождениях Bakken в Северной Дакоте прогнозируется снижение на 32 тысячи баррелей — до 966 тысяч баррелей в сутки, на Niobrara — на 12 тысяч баррелей, до 371 тысячи баррелей в сутки. На месторождении Haynesville ожидается снижение на 1 тысячу баррелей, до 46 тысяч баррелей в сутки, на Permian — на 6 тысяч баррелей, до 1,974 миллиона баррелей в сутки. Кроме того, EIA ожидает в августе снижения добычи газа на тех же месторождениях на 417 миллионов кубических футов — до 45,725 миллиарда кубических футов. Оценка июльской добычи газа здесь на данный момент составляет 46,142 миллиарда кубических футов. Прогнозы EIA по добыче нефти основаны на числе буровых установок в каждом нефтегазовом секторе по данным американской нефтегазосервисной компании Baker Hughes.

Между прочим, только в электроэнергетику с 2000 по 2015 год инвестиции составили около 270 миллиардов долларов США, что позволило в том числе обновить около 20 процентов генерирующего и сетевого оборудования. Сейчас возрастная структура генерирующего оборудования в ЕЭС России в целом соответствует аналогичным показателям электроэнергетики развитых стран мира и составляет для ТЭС – 30 лет, для ГЭС – 28 лет, для АЭС – 21 год. Для сравнения: в США средний возраст генерирующего оборудования ТЭС составляет 45 лет, ГЭС – 40 лет, АЭС – 31 год.

Эксперт Открытого правительства Виктор Гвоздев подтвердил: введенные в эксплуатацию электрические станции и подстанции не отличаются по технологической эффективности от современных станций в самых развитых экономиках мира. Так, в тепловой генерации идет замена паросиловых установок парогазовыми, более энергоэффективными. За десять лет в России введены в эксплуатацию 75 современных ПГУ с высоким КПД 55‑60 процентов – такая эффективность соответствует самым высоким международным стандартам. По сравнению с паросиловыми установками применение ПГУ позволяет сократить потребление топлива на 30 процентов.

Традиционно хороши в российской энергетике показатели по комбинированной выработке электроэнергии и тепла. Например, московская энергосистема является мировым лидером по эффективности комбинированной выработки, обходя другие мировые столицы. Не так давно были приняты решения по консолидации электрогенерирующей и городской теплоснабжающей компании, что позволило добиться дополнительной ежегодной экономии 1 миллиарда кубометров природного газа. Сегодня Минэнерго работает над продвижением этого позитивного опыта в другие регионы. В частности, завершается работа над внедрением новой модели рынка тепла, которая позволит значительно увеличить интерес инвесторов к комбинированной выработке. При этом не стоит забывать, что около половины всех новых энергетических мощностей в России – неуглеродная генерация, это гидроэлектростанции, атомные электростанции и станции ВИЭ. Фактически это вклад России в решение общемировых задач по снижению нагрузки на экологию и развитию технологической базы.

В настоящее время в стране ведется строительство семи новых энергоблоков АЭС, еще 29 проектов строительства атомных энергоблоков российского дизайна с участием российских компаний реализуется за рубежом. Более того – отечественное гидроэнергетическое оборудование и технологии сооружения гидроэлектростанций широко применяются практически на всех континентах – в Латинской Америке, в Азии, Европе и Африке.

Технологическая база отрасли постоянно развивается. В этом году на Белоярской АЭС в Свердловской области состоится ввод в промышленную эксплуатацию нового реактора на быстрых нейтронах (БН-800), в ходе строительства которого российскими атомщиками был наработан уникальный опыт. Новый реактор станет важным элементом в работах по созданию атомной энергетики будущего. Интерес к российским технологиям атомных энергоблоков четвертого поколения проявляют специалисты Франции, Китая и других стран.

Развивается и возобновляемая энергетика: за год в России построены 11 солнечных электростанций общей мощностью 55 МВт и ветроэнергетический комплекс в Усть-Камчатске на Дальнем Востоке (0,9 МВт). Увеличить число вводимых объектов позволило завершение строительства завода фотоэлементов ООО «Хевел» в Новочебоксарске. Новый технологический импульс для ВИЭ связан с завершением разработки технологии производства солнечных модулей на основе гетероструктурной технологии. Технология разработана группой ученых из Санкт-Петербурга, куда входил и лауреат Нобелевской премии по физике Жорес Алферов, и сочетает в себе преимущества классической кремниевой и тонкопленочной технологии. Солнечные модули с КПД более 20 процентов будут производиться на заводе «Хевел» с 2017 года. Словом, отечественная энергетика идет в ногу с мировыми трендами.

Кстати, глобальный управляющий директор McKinsey & Company Доминик Бартон, участвовавший в июне в Петербургском экономическом форуме, заявил, что Россия сокращает технологическое отставание в ряде отраслей, а в некоторых является одним из лидеров в освоении технологий. По его мнению, наглядно иллюстрирует технологический прогресс происходящее в российской нефтяной отрасли: за последние пятнадцать лет отечественные компании инвестировали в добычу и переработку нефти около 300 миллиардов долларов, что позволило реализовать десятки весьма сложных в технологическом плане проектов: запущена первая в мире арктическая платформа «Приразломная» в Печорском море, открыто крупное месторождение нефти в Карском море. Кроме того, проведена масштабная модернизация нефтеперерабатывающих заводов, которые перешли от стандартов «Евро-2» к «Евро-5».