Курсовая теория на тему Проект «Голубой поток»: Особенности и перспективы развития»

Содержание:

ВВЕДЕНИЕ. 3

ГЛАВА I. Роль и место Турции в системе международной
транспортировка газа  6

1.1.   Специфика
международного сотрудничества в сфере газотранспортных технологий. 6

1.2.   Развитие
газовой промышленности в Турции. 16

ГЛАВА II. Основные этапы подготовки и реализации проекта
«Голубой поток»  26

Глава III. Проблемы и перспективы развития проекта
«Голубой поток». 35

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. 46

СПИСОК
ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ И ЛИТЕРАТУРЫ   49

Введение:

Актуальность темы исследования. Турция занимает
стратегически выгодное географическое положение на перекрестке Европы и Азии.
Страна расположена на перекрестке ключевых транзитных трансконтинентальных
маршрутов с севера на юг и с востока на запад. Население Турции по состоянию на
2017 год превышает 80 миллионов человек, что сопоставимо с населением Германии.
При этом следует отметить, что 1/3 населения страны — это молодые люди в
возрасте до 19 лет, которые являются будущей производительной силой государства
(ООН, 2017). Очевидно, что рост трудоспособного населения должен быть обеспечен
достаточным количеством рабочих мест, что делает необходимым поддержание
высоких темпов роста экономики Турции.

Турция — индустриальная страна с динамично развивающейся
экономикой. По данным Всемирного банка, Турция занимает 13-е место в мире по
размеру ВВП (ППС), который в 2017 году достиг 2254 млрд долларов США. В то же
время Турция сохраняет положительные темпы экономического роста более 20 лет.
Следует отметить, что темпы экономического роста за последнее десятилетие
неравномерны, что связано с влиянием мировых экономических кризисов на
экономику страны. Стоит отметить, что в 2017 году экономика Турции выросла
более чем на 7%, что было выше, чем темпы роста в Китае и Индии, в первую
очередь за счет роста внутреннего спроса со стороны населения.

Турецкие экономисты также отмечают, что, несмотря на
высокие темпы роста, экономика по-прежнему страдает от резкого неравенства в
доходах и благосостоянии. Согласно рейтингам Всемирного банка, Турция является
страной с доходом выше среднего. В то же время с 1990 года ВВП Турции на душу
населения (по ППС) вырос более чем в 4,5 раза и достиг 27,9 тысячи долларов в
2017 году.

 В экономике Турции
доля промышленности составляет около 1/3, сельского хозяйства — около 10%, а на
сектор услуг приходится более половины производимой добавленной стоимости.
Наибольшая доля в промышленном производстве приходится на обрабатывающую
промышленность, легкую и текстильную промышленность, в частности, пищевую,
автомобильную и химическую промышленность. В последние десятилетия, благодаря
программе приватизации, присутствие государственного сектора в экономике Турции
сократилось, а налоговая политика государства в значительной степени
способствовала развитию бизнеса.

Газопровод «Голубой поток» проложен по дну Черного моря
от побережья России в районе Джубги (Береговая компрессорная станция) до
побережья Турции в районе Самсуна (терминал Дурусу). Газопровод действует с
2002 года и имеет пропускную способность 16 миллиардов кубометров в год. Длина
подводного участка около 400 км. В 2016 году по газопроводу «Голубой поток»
было поставлено 12,9 млрд кубометров природного газа, в 2017 году — 15,8 млрд
кубометров.

В мае 2020 года газопровод Голубой поток, по которому газ
из России шел в Турцию по дну Черного моря, был остановлен на профилактический
ремонт. Однако газопровод не возобновил работу.

Степень изученности проблемы в научной литературе.

Пандемия COVID-19 затронула экономику Турции, для
которой одновременная работа «Турецкого потока» и «Голубого потока» оказалась

Заключение:

В 1998 году Россия и Турция подписали межправительственное
соглашение о продаже 565 млрд куб. Футов российского природного газа в год. Для
реализации соглашения была создана Трубопроводная компания «Голубой поток» —
равноправное партнерство между ENI и «Газпромом» — для эксплуатации трубопровода
между двумя странами через Черное море.

Фазы базового и детального проектирования трубопровода
были переданы компании Saipem в соответствии с контрактом EPCI.

Трубопровод стоит 3,4 миллиарда долларов и будет
транспортировать на полную мощность 16 миллиардов кубометров природного газа из
России в Турцию.

Трубопровод состоит из трех основных частей. Маршрут
включает 222-мильный участок в России от Изобильного до Джугбы на побережье
Черного моря (российский береговой участок), 235-мильный участок по дну Черного
моря, соединяющий Джугбу и Самсун на турецком побережье (подводный участок). и
еще 300-мильное сообщение от Самсуна до Анкары (турецкий береговой участок).

Трубопроводы состояли из пары стальных трубопроводов с
внешним диаметром 24 дюйма и толщиной стенки 31,8 мм. Эти линии были проложены
параллельно друг другу на номинальном расстоянии от 5 до 100 м, за исключением
российского континентального склона, где были выбраны разные маршруты. Маршруты
назывались E1 (восточный маршрут) и W2 (западный маршрут).

Мелководные участки длиной до 380 м были установлены
компанией Castoro Otto. Глубоководные секции длиной до 2150 м были установлены
крановым судном Saipem 7000 методом J-образной укладки. Морские работы начались
в конце середины 2001 года. Компания Saipem 7000 пересекла пролив Босфор в
августе 2001 г. и начала глубоководные работы по укладке в октябре 2001 г.

Ранее Saipem 7000 был модифицирован новой системой
прокладки труб, что сделало его единственным судном в мире, способным
прокладывать трубопроводы на такой глубине.

Компания Saipem разработала специальную сварочную
систему, состоящую из трех сварочных аппаратов Presto с двумя горелками,
установленных на вращающейся карусели. В этой системе используются гирлянды из
четырех частей, каждая по 12,1 м, сваренных в блоки по 48,8 м. Эти квадроциклы
были доставлены на судно с морской базы.

«На полную мощность по трубопроводу будет
транспортироваться 16 миллиардов кубометров природного газа из России в
Турцию».

Для изготовления четырехъядерных соединителей
потребовался специальный завод в Самсуне, занимающий 90 000 м². В общей
сложности было выполнено 14 557 соединений, для которых потребовалось 43 671
кольцевой сварной шов и 8 673 анода, а также нанесение покрытий. Использовалась
линейная труба марки SAWL 1 448 SF.

Консорциум Nippon Steel, Sumitomo, NKK и Klawasaki Steel
поставил 690 км, а Corus UK поставила еще 89 км трубопроводов. Большая часть
труб была покрыта BSR в Хартлпуле, Англия, и Price Coaters в Лейте, Шотландия.

Для системы трубопроводов также потребовалось 17 км
внешнего диаметра 652 мм с предохранителями от перекручивания 52,7 мм. Было
также 10 438 анодов для браслетов из Великобритании и еще 150 32 из Сингапура.

Соединение участков трубопровода также включало работы по
подходу к берегу в местах выхода на берег в России и Турции. На интерфейсах
есть клапаны аварийного отключения. Предварительные траншеи были выкопаны на
глубине 10 м с использованием береговых экскаваторов и земснарядов.

Стыки труб длиной 12,2 м для забивки берега были покрыты
бетоном толщиной 45 мм. На российской стороне Castoro Otto без Stinger сначала
вытащил на берег линию W2, а затем E1 через 300-тонный возвратный шкив,
установленный на берегу. Затем он перешел на турецкую сторону.

В октябре 2002 года строительство трубопровода было
завершено, и в феврале 2003 года начались поставки природного газа по «Голубому
потоку». В 2007 году поток природного газа постепенно достигнет 16 миллиардов
кубических метров в соответствии с Соглашением о купле-продаже природного газа.

Официальное открытие газопровода состоялось 17 ноября
2005 года. В 2007 году по нему было поставлено 9,5 млрд кубометров газа.
Газопровод рассчитан на пропускную способность 16 миллиардов кубометров в год.
По состоянию на сентябрь 2010 года в сутки поставлялось около 51 миллиона
кубометров газа.

Впервые «Голубой поток-2» был объявлен

Фрагмент текста работы:

ГЛАВА I. Роль и место Турции в системе международной
транспортировка газа 1.1. Специфика международного сотрудничества в сфере
газотранспортных технологий Энергетическая безопасность традиционно фокусировалась на
надежности поставок нефти и газа и стабильности цен и создала набор
международных режимов управления энергетикой. Сегодня три ключевые тенденции
меняют характер и направленность международного сотрудничества и управления в
области энергетики[1].

Большинство правительств и компаний признают, что
энергетическая безопасность должна быть обеспечена наряду с быстрыми действиями
по сокращению выбросов парниковых газов. Во-вторых, на национальном уровне
растет озабоченность по поводу загрязнения воздуха. В-третьих, политическое
поощрение более экологически чистых вариантов с низким содержанием углерода
помогло стимулировать технологический прогресс и снижение цен. Международное
управление энергетикой должно адаптироваться к новым рыночным реалиям и
изменениям в структуре энергопотребления, чтобы оставаться актуальным и
эффективным[2].

Однако нынешний режим глобального управления энергетикой
страдает от двух основных недостатков в его способности содействовать
низкоуглеродному и безопасному переходу на энергоносители[3]. Во-первых, основной режим
энергетической безопасности Международного энергетического агентства (МЭА) не
включает страны с развивающейся экономикой, на которые приходится значительная
и постоянно растущая доля потребления. Во-вторых, несмотря на то, что на энергетический
сектор приходится около двух третей мировых выбросов парниковых газов,
климатические цели не были полностью интегрированы в механизмы управления
энергетикой.

Гармонизация режимов глобального управления энергетикой и
климатом может быть достигнута с помощью долгосрочной повестки дня под эгидой
G20, начиная с согласования заявлений о миссии международных организаций. Это
требует шагов по укреплению лидерской и надзорной функции «Группы двадцати»
путем организации долгосрочной серии встреч министров энергетики «Группы
двадцати» и создания функции энергетического секретариата[4].

Распределение инвестиций во время быстрого
энергетического перехода при сохранении безопасности поставок нефти и газа и
надежности электрических сетей требует четких рыночных сигналов и включения
рисков перехода в стоимость капитала. Однако глобальный охват и уровень
ценообразования на выбросы углерода недостаточны, топливные субсидии искажают
инвестиционные решения, а риски перехода плохо понимаются рынками капитала[5].

Поскольку значительная отрасль тяжелой промышленности
приступает к установлению внутренних цен на углерод, в интересах всех стран
обеспечить равные международные условия игры за счет повсеместного внедрения
ценообразования на углерод в других странах. И в интересах всех стран
обеспечить достаточные глобальные инвестиции в разведку и разработку
углеводородов в течение переходного периода, в частности, чтобы избежать
перебоев в поставках.

Международный импульс для пропаганды ценообразования на
углерод и более полного учета переходных рисков при принятии финансовых решений
растет[6]. Страны «Группы двадцати»
сотрудничают друг с другом для поддержки разработки, принятия и реализации
рекомендаций Целевой группы Совета по финансовой стабильности по раскрытию
финансовой информации, связанной с климатом. Страны G20 продолжают поддерживать
поэтапный отказ от субсидий на ископаемое топливо и работают по нескольким
каналам для продвижения ценообразования на углерод посредством обмена уроками,
уточнения режимов объединения рынков в соответствии с Рамочной конвенцией
Организации Объединенных Наций об изменении климата и изучения возможности
использования мер по корректировке границ для поощрять более широкое внедрение
и уменьшать утечку.

Растут опасения по поводу [1]
Возняк
В.А. и др. Экологическое оздоровление экономики. М.: Наука,1994. [2]
Иванцов
О.М. Проблемы экологической безопасности газотранспортных сетей // Сборник
научных трудов, т. 4. М., 1996 [3]
Калашников
Александр Михайлович «Голубой поток» как важный фактор развития
российско-турецких отношений // Власть. 2013. №2. URL:
https://cyberleninka.ru/article/n/goluboy-potok-kak-vazhnyy-faktor-razvitiya-rossiysko-turetskih-otnosheniy
(дата обращения: 30.03.2021). [4]
Курбанова
А. Транскаспийский газопровод: политика без экономики // Нефтегазовая
вертикаль. 2000. № 2. С. 19. [5]
Писарев
В. С., Фалина Н. В. Тенденции и перспективы развития мирового рынка природного
газа // Институциональные и инфраструктурные аспекты развития различных
экономических систем : в 2 ч. — Ч. 2. — Уфа : АЭТЕРНА, 2015. — С. 197-203. [6]
Гришин
В.Г., Каменских И.А. Энергосберегающий субоптимальный термодинамический режим
работы магистральных газопроводов // Нефть и газ. 1998. №4