Об утверждении Программы развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на 2006-2020 годы



Утратил силу Законом Государственного совета РТ от 05.04.2019 № 27-ЗРТ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ

РЕСПУБЛИКА ТАТАРСТАН

ЗАКОН

от 13.01.2007 г. № 7-ЗРТ

Об утверждении Программы развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на 2006-2020 годы

Принят Государственным Советом Республики Татарстан 22 декабря 2006 года

Статья 1

Утвердить Программу развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на 2006-2020 годы (далее - Программа) (прилагается).

Статья 2

Кабинету Министров Республики Татарстан:

предусматривать средства для реализации Программы при разработке проектов законов Республики Татарстан о бюджете Республики Татарстан на 2007-2020 годы;

привести свои нормативные правовые акты в соответствие с настоящим Законом в шестимесячный срок, разработать нормативные правовые акты, предусмотренные Программой.

Статья 3

Настоящий Закон вступает в силу со дня его официального опубликования.

Президент

Республики Татарстан М. Ш. Шаймиев

Казань, Кремль 13 января 2007 года № 7-ЗРТ

Приложение

к Закону Республики Татарстан

«Об утверждении Программы

развития топливно-энергетического

комплекса Республики Татарстан

на 2006-2020 годы»

Программа развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на 2006-2020 годы

Паспорт Программы развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на 2006-2020 годы

Наименование

документа

Программа развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на 2006 - 2020 годы

Основание

разработки

Программы

Закон Республики Татарстан zakon.scli.ru«Об утверждении Программы социально-экономического развития Республики Татарстан на 2005-2010 годы»;

распоряжение Правительства Российской Федерации от 28 августа 2003 года № 1234-р «Об утверждении Энергетической стратегии России до 2020 года».

Заказчик

Программы

Кабинет Министров Республики Татарстан

Основные

разработчики

Программы

Межведомственные рабочие группы согласно распоряжению Кабинета Министров Республики Татарстан от 5 марта 2004 года № 275-р

Цели

Программы

Максимально эффективное использование природных топливно-энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для обеспечения роста валового регионального продукта и повышения качества жизни населения Республики Татарстан

Задачи

Программы

1. Устойчивое развитие минерально-сырьевой базы топливно-энергетического комплекса.

2. Гарантированное энергообеспечение экономики и населения республики в полном объеме в обычных условиях и в минимально необходимом объеме при чрезвычайных ситуациях различного характера.

3. Снижение удельных затрат на производство и использование энергоресурсов за счет их рационального потребления, применения энергосберегающих технологий и оборудования, сокращения потерь при добыче, переработке, транспортировке и реализации продукции топливно-энергетического комплекса.

4. Качественное и полное обеспечение населения и экономики Республики Татарстан энергоресурсами по доступным и вместе с тем стимулирующим энергосбережение тарифам.

5. Диверсификация используемых видов топлива и энергии.

6. Минимизация техногенного воздействия топливно-энергетического комплекса на окружающую среду на основе совершенствования структуры производства и применения новых технологий.

7. Выполнение мер по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций техногенного и природного характера.

Сроки

реализации

Программы

2006-2020 годы

Перечень

разделов

Программы

I. РАЗВИТИЕ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

1. Общая характеристика нефтегазового комплекса Республики Татарстан

2. Современное состояние сырьевой базы углеводородов Республики Татарстан

3. Воспроизводство сырьевой базы углеводородов Республики Татарстан

4. Развитие нефтедобычи в Республике Татарстан

5. Нефтепереработка

6. Состояние и проблемы освоения месторождений природных битумов в Республике Татарстан

6.1.Сырьевая база природных битумов Республики Татарстан

6.2.Меры по наращиванию разведанных запасов природных битумов

6.3.Добыча природных битумов

6.4.Переработка природных битумов

7. Газовая отрасль

7.1.Строительство подземного газохранилища в Республике Татарстан

7.2.Прогноз развития сети газопроводов в Республике Татарстан до 2020 года

II. ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ОТРАСЛЬ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

8. Энергоэффективность

9. Современное состояние энергетического комплекса Республики Татарстан

9.1.Структура производства и потребления электрической энергии

9.2.Структура производства и потребления тепловой энергии

9.3.Прогноз производства и потребления электрической и тепловой энергии.

10.Основные направления развития энергосистемы Республики Татарстан

10.1.Особенности развития систем теплоснабжения

11.Использование альтернативных, нетрадиционных и возобновляемых источников энергии

11.1.Состояние ресурсной базы и перспективы использования углей

11.2.Лесные ресурсы

11.3.Малая гидроэнергетика

11.4.Ветроэнергетика

11.5.Использование биогаза

11.6.Тепловые насосы

11.7.Турбодетандерные установки

12.Экологические аспекты

12.1.Реализация Киотского протокола

13. Государственная политика в сфере развития топливно-энергетического комплекса

13.1. Инвестиционная политика

13.2. Тарифная политика

Объемы и

источники

финансирования*

Средства федерального бюджета, бюджета Республики Татарстан и иные средства в соответствии с законодательством

Исполнители

Программы

Министерство экономики и промышленности Республики Татарстан, Министерство строительства, архитектуры и жилищно-коммунального хозяйства Республики Татарстан, Министерство экологии и природных ресурсов Республики Татарстан, Министерство финансов Республики Татарстан, предприятия топливно-энергетического комплекса, жилищно-коммунального хозяйства Республики Татарстан

Индикаторы

Программы

1.Добыча с учетом битумов: 2010 г .- 31,1 млн. тонн,2015 г. - 30 млн. тонн, 2020 г. - 29,6 млн. тонн.

2. Эксплуатационное бурение: 2010 г. - 1000 тыс. м, 2015 г. - 979 тыс. м, 2020 г. - 920 тыс. м.

3. Нефтепереработка: 2010 г.- 14 млн. тонн, 2015 г. - 14 млн. тонн, 2020 г. -14 млн. тонн.

4. Выработка электрической энергии: 2010 год- 31922 млн. кВТч., 2015 г. - 40454 млн. кВтч., 2020 г. - 45049 млн. кВтч. 5. Выработка тепловой энергии: 2010 г. - 42016 тыс. Гкал., 2015 г. - 42750 тыс. Гкал., 2020 г. - 43178 тыс. Гкал.

Система

организации

контроля за

исполнением

Программы

Формы и методы организации государственного контроля за ходом реализации Программы определяются Кабинетом Министров Республики Татарстан

* Мероприятия Программы, затрагивающие бюджетные обязательства федеральных структур, внесены в соответствии с достигнутыми договоренностями с вышеуказанными структурами.

ВВЕДЕНИЕ

Природные ресурсы, производственный, научно-технический и кадровый потенциалы экономики являются национальным достоянием Республики Татарстан. Их эффективное использование создает необходимые предпосылки для вывода экономики на путь устойчивого развития, повышения уровня жизни населения. Для долгосрочного и стабильного обеспечения экономики топливно-энергетическими ресурсами необходима научно обоснованная государственная энергетическая политика. Цель такой политики - рост валового регионального продукта и благосостояния населения при максимально эффективном использовании топливно-энергетических ресурсов.

Программа является документом, конкретизирующим цели, задачи и основные направления долгосрочной программы развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан с учетом складывающихся внутренних и внешних факторов как в топливно-энергетическом комплексе, так и в экономике Республики Татарстан и Российской Федерации в целом.

Программа разработана с целью реализации Закона Республики Татарстан «Об утверждении Программы социально-экономического развития Республики Татарстан на 2005-2010 годы». Основой для разработки Программы являются законодательные и иные нормативные правовые акты Российской Федерации и Республики Татарстан, социально-экономические документы различного уровня, исследования по основным направлениям научно-технического прогресса в топливно-энергетическом комплексе. Дополнительно учитывались предложения субъектов топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан.

I. РАЗВИТИЕ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

1. Общая характеристика нефтегазового комплекса Республики Татарстан

Более 99% от общих извлекаемых запасов нефти категорий А+В+С1 на разведанных месторождениях находится в распределенном фонде. Ведущим недропользователем является ОАО «Татнефть», которому принадлежат 77,5% разведанных остаточных извлекаемых запасов нефти категорий А+В+С1. Кроме ОАО «Татнефть», на территории республики добычу нефти осуществляют 32 малые, так называемые, независимые нефтяные компании (далее - ННК) и ОАО «АНК Башнефть» (в западной части Туймазинского месторождения). На лицензионных участках ННК сосредоточено 22,5% разведанных остаточных извлекаемых запасов нефти.

По состоянию на 01.01.2006г. недропользователям выдано 139 лицензий на право пользования участками недр для геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья (65 - ОАО «Татнефть», 74 - ННК), в т.ч. 75 лицензий для целей геологического изучения и добычи нефти и газа (24 - ОАО «Татнефть», 51 - ННК), 54 лицензии для целей разведки и добычи нефти и газа (34 - ОАО «Татнефть», 20 - ННК), 10 лицензий на геологическое изучение участков недр, предоставляемых для целей поиска месторождений углеводородного сырья (7 - ОАО «Татнефть», 3- ЗАО «Нефтеконсорциум»).

ОАО «Татнефть» входит в число ведущих нефтегазовых компаний страны. По объему добычи нефти оно занимает 6-е место среди российских нефтяных компаний, а по объему подтвержденных запасов - 21-е место в мире. Весомый вклад в увеличение нефтедобычи на территории республики вносят ННК. В перспективе их доля в общем объеме добычи нефти будет постоянно увеличиваться.

Основные геолого-технологические показатели деятельности нефте-добывающих компаний республики в 2005г. приведены в таблице 1.

Таблица 1

№

Наименование показателей

Объемы и результаты

ОАО

«Танефть»

ННК

1

Добыча нефти, млн.тонн

25,3

5,4

2

Годовой отбор на одну действующую добывающую скважину, тыс.тонн/скважину

1,33

1,64

3

Эксплуатационное бурение, тыс.метров

458,4

418,2

4

Эксплуатационный фонд добывающих скважин, тыс.скважин

21,5

3,4

5

Действующий добывающий фонд скважин, тыс.скважин

18,9

3,3

6

Средний дебит одной скважины по нефти, тонн/сутки

4,2

5,2

7

Обводненность продукции, %

83

32,4

8

Выработанность запасов, %

80,4

20,6

9

Дополнительная добыча нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи, млн.тонн

4,9

0,74

2. Современное состояние сырьевой базы углеводородов Республики Татарстан

Республика Татарстан относится к числу важнейших минерально-сырьевых и наиболее благополучных регионов Российский Федерации, которые имеют возможность в течение длительного времени развивать топливно-энергетический комплекс, полностью опираясь на собственную сырьевую базу. Сырьевая база нефтедобывающей промышленности республики связана с Волго-Уральской нефтегазоносной провинцией.

Все разрабатываемые месторождения нефти сосредоточены на Южно-Татарском своде, юго-восточном склоне Северо-Татарского свода и восточном борту Мелекесской впадины (рис.1). Основные нефтегазоносные комплексы находятся в нижних частях осадочного чехла в стратиграфическом диапазоне от среднедевонских до среднекаменноугольных отложений. Нефтяные залежи приурочены к эйфельско-нижнефранскому терригенному, верхнефранско-турнейскому карбонатному, визейскому терригенному, окско-башкирскому карбонатному, верейскому и каширско-гжельскому терригенно-карбонатным нефтегазоносным комплексам.

Рис.1. Карта нефтегазоносности Республики Татарстан

Начальные суммарные ресурсы (далее - НСР) нефти по состоянию на 01.01.2006г. составляют 4,66 млрд.тонн. В структуре НСР накопленная добыча составляет 63%, остаточные промышленные запасы категорий А+В+С1 - 19%, предварительно оцененные запасы категории С3 - 3%, прогнозные ресурсы категории Д - 12% (рис. 2). Более 85,6% извлекаемых НСР нефти сконцентрированы на Южно-Татарском своде, в основном в его сводовой части (63,5%) и на западном склоне (22,9%). Остальные извлекаемые НСР нефти приходятся на Мелекесскую впадину (7,4%), Северо-Татарский свод (5,6%), Верхнекамскую впадину и Бирскую седловину (0,2%), Казанско-Кажимский прогиб (1,2%) и восточный склон Токмовского свода (0,1%).

Степень разведанности НСР составляет 82,4%. Степень выработанности начальных извлекаемых запасов нефти - 77%.

Текущие суммарные ресурсы (далее - ТСР) нефти по состоянию на 01.01.2006г. составляют 1,7 млрд.тонн, из которых на остаточные промышленные запасы категорий А+В+С1 приходится 51,7%, предварительно оцененные запасы категорий С2 - 7,3%, перспективные ресурсы категории С3 - 8% и прогнозные ресурсы категории Д - 33% (рис.3). Основное количество (71,5%) ТСР нефти приурочено к Южно-Татарскому своду.

Обеспеченность промышленными запасами добывающих предприятий при существующем уровне добычи нефти оценивается в 30 лет.

В структуре остаточных извлекаемых запасов нефти категорий А+В+С1 активные запасы составляют 32,1%, трудноизвлекаемые запасы - 67,9% (рис.4), а с учетом запасов слабопроницаемых пластов Ромашкинского месторождения по классификации ОАО «Татнефть» - 80%, против 55% по России в целом. Активные запасы выработаны на 89,7%, трудноизвлекаемые запасы - на 44,7%. По качеству нефти разрабатываемых месторождений - сернистые и высокосернистые и высоковязкие (67% текущих извлекаемых запасов (далее - ТИЗ), а по плотности - средние и тяжелые (68% ТИЗ).

Государственным балансом по состоянию на 01.01.2006 г. учтено 150 нефтяных месторождений, из которых 78 находятся на балансе ОАО «Татнефть». По количеству остаточных извлекаемых запасов большая часть месторождений относится к мелким (с запасами до 3 млн.тонн), Бавлинское месторождение - к средним (с запасами 3-30 млн.тонн), Ново-Елховское месторождение - к крупным (с запасами 30-300 млн.тонн), Ромашкинское месторождение - к уникальным (с запасами более 300 млн.тонн) объектам. На долю последних двух месторождений приходится более 50% запасов нефти промышленных категорий и 58% ее добычи.

В фонде подготовленных к глубокому бурению поднятий на 01.01.2006г. числится 234 объекта с суммарными извлекаемыми ресурсами нефти категории С3 в количестве 136,7 млн.тонн.

Опоискованность недр республики (85%) - одна из наиболее высоких в Волго-Уральской нефтегазовой провинции и в стране в целом. Неразведанные ресурсы нефти размещаются как на перспективных землях востока Татарстана, так и в пределах слабоизученных территорий, на которых существует вероятность выявления небольших по запасам и размерам месторождений и залежей со сложным строением ловушек и сильной изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств коллекторов.

Республика продолжает оставаться надежной сырьевой базой нефтедобывающей промышленности России. Однако налицо очень высокая степень освоенности месторождений. В разработку уже вовлечено 90% промышленных запасов на средних и крупных разрабатываемых месторождениях, которые вошли в режим падающей добычи, что отражается на снижении дебитов скважин и повышении обводненности продукции. В структуре остаточных запасов многих месторождений преобладают трудноизвлекаемые запасы, разработка которых требует привлечения затратных технологий добычи. Такие качественные характеристики означают, что сырьевая база уже не способна выдержать достигнутую добываемую нагрузку без принятия мер по усилению поисков и разведки новых месторождений, вовлечению в разработку низкопродуктивных запасов, повышению коэффициента извлечения нефти и освоения месторождений природных битумов.

3. Воспроизводство сырьевой базы углеводородов Республики Татарстан

Основной задачей настоящей Программы является обеспечение запасами нефти промышленных категорий. Комплексный анализ геологического строения территории, открытия новых промышленных залежей нефти в изученных районах и наличие признаков нефтегазоносности в слабоизученных районах свидетельствуют о том, что ресурсный потенциал недр республики далеко не исчерпан. О перспективах обнаружения новых месторождений нефти свидетельствуют следующие факты:

значительное количество выявленных и подготовленных для глубокого бурения локальных объектов;

высокий (от 50 до 70%) коэффициент успешности бурения скважин на локальных поднятиях за последние пять лет;

в 2000г. успешность бурения поисково-разведочных скважин составила 67%.

Воспроизводство запасов нефти - проблема для Республики Татарстан весьма актуальная в связи с их большой выработанностью. Поэтому вопрос о необходимости восполнения ресурсной базы добывающих предприятий всегда был и остается в центре внимания руководства республики и геологической службы. Благодаря переходу на рыночные условия хозяйствования и переоценке запасов основных нефтяных месторождений (в первую очередь Ромашкинского) прирост разведанных запасов нефти не только не отстает, но в отдельные годы и превосходит объемы добычи нефти (рис.5). Восполнение добычи запасами за этот период составило в среднем 137%. В то же время доля прироста запасов за счет традиционных геологоразведочных работ (далее - ГРР) неуклонно снижается (табл.2).

Начиная с 1990 г., прирост запасов нефти за счет поисков и разведки отстает от объемов ее добычи, а величина локализованных ресурсов нефти ежегодно сокращается. Все это требует выполнения значительного объема бурения скважин и сейсморазведочных работ в комплексе с другими геофизическими исследованиями.

В Татарстане сегодня поздняя стадия ГРР, характеризующаяся сравнительно высокой изученностью традиционных регионально-нефтеносных горизонтов, объективной ориентацией на поиски небольших месторождений в локально нефтеносных горизонтах, сложнопостроенных труднооткрываемых залежей с трудноизвлекаемыми запасами, выходом в менее перспективные районы, повышением роли доразведки и переоценки запасов ранее открытых месторождений. Все эти факторы, безусловно, осложняют задачу подготовки новых запасов для оптимальной добычи нефти.

Таблица 2

Динамика восполнения добычи новыми запасами за счет проведения геологоразведочных работ по Республике Татарстан

№№

пп

Показатели

Годы

1986-1990

1991-1995

1996-2000

2001-2005

В т.ч.

2003

2004

1.

Добыча, млн.тонн

198,2

139,3

130,8

146,3

29,2

29,9

2.

Прирост запасов,

млн.тонн

73,3

98,2

164,9

179,9

29,0

33,0

3.

в т.ч. за счет ГРР,

млн.тонн

36,1

31,4

20,8

23,4

4,2

4,1

4.

Доля запасов за счет ГРР на новых площадях, %

49,2

32,0

12,6

13,0

14,5

12,4

Ho, вместе с тем, имеются положительные факторы, позволяющие оптимистично оценивать перспективы подготовки новых запасов в старых нефтедобывающих районах, каким является Республика Татарстан.

1. Практика показывает, что прогнозные ресурсы и оценки по мере их изучения непрерывно возрастают, и Республика Татарстан - классическое подтверждение этого. Совершенствование техники и технологии нефте-поисковых работ, оптимизация всего процесса разведки, применение прогрессивной методики доразведки, накопление и обобщение всех данных геологических исследований позволили за последние 25 лет прирастить разведанные запасы в 1,5 раза, превышающие подсчитанные ранее прогнозные ресурсы, а величина последних не только не уменьшилась, а даже увеличилась. Все это сделано за счет новых подходов, становящихся в настоящее время в республике традиционными. Из этого можно сделать вывод: в известных, перспективных регионах, каким является Республика Татарстан, по мере проведения ГРР, перспективные и прогнозные ресурсы обычно имеют тенденцию к росту. Причина - совершенствование методов геологических исследований и появление новых геологических идей.

2. При оценке ресурсов нефтеизвлечение принимается обычно на уровне показателя в 30-35%. Предполагается, что при освоенных технологиях в недрах после выработки извлекаемых запасов останется в 2 раза больше нефти, чем будет извлечено к концу разработки месторождений. Опыт применения методов увеличения нефтеотдачи (далее - МУН) в Республике Татарстан показывает, что нефтеотдачу в среднем можно поднять до 45-50%.

3. Эта оценка характеризует нефтяной потенциал осадочных бассейнов и основывается на господствовавшей до настоящего времени осадочно-миграционной теории. Однако в 80-х годах у нас в стране (в первую очередь в Татарстане) и за рубежом широкий размах получили исследования, основывающиеся на неорганической, мантийной теории происхождения нефти и газа. По мнению ряда видных ученых, количество углеводородов в глубинах земли во много раз больше, чем начальных потенциальных ресурсов (далее - НПР) всего осадочного чехла.

Все это свидетельствует о большом нефтегазовом потенциале. Однако оставшиеся запасы будут связаны с существенно сложными горно-геологическими условиями. Без применения новых технологий бурения, добычи и разработки разведка и эксплуатация этих ресурсов могут в большинстве случаев оказаться нерентабельными.

Стратегия ГРР должна строиться с учетом тесной увязки необходимых объемов добычи и потребления с возможностями воспроизводства минерально-сырьевой базы. Стратегия воспроизводства запасов на длительную перспективу должна предусматривать проведение работ в четырех направлениях.

1. Дальнейшее изучение и опоискование залежей нефти в традиционных объектах разведки - это отложения девона и карбона на известных высокоперспективных землях востока республики.

2. Исследование нефтеносности традиционных объектов на слабо-изученных, менее перспективных землях центрального и западного районов Татарстана.

3. Геологическое изучение нефтегазоносности нетрадиционных объек-тов - это глубоко залегающие породы кристаллического фундамента, рифей-вендских осадочных отложений и пермские битумы.

4. Проведение широкомасштабных работ по увеличению нефтеизвле-чения, что должно стать новым, важнейшим направлением повышения ресурсной базы старых нефтедобывающих районов.

По первому направлению широко применяются такие традиционные методы нефтепоисковых работ, как районирование территории по степени перспектив нефтегазоносности, оптимизация процесса геологоразведочных работ, совершенствование методики ГРР.

Вопросам совершенствования методики ГРР в Татарстане уделялось большое внимание. Здесь были созданы эффективные методы подготовки запасов в различных геологических условиях. Одна методика для крупных месторождений, контролируемых структурами первого и второго порядков, и другая - для месторождений, приуроченных к локальным структурам.

Достигнутая высокая эффективность ГРР в Республике Татарстан объясняется тем, что разведка и доразведка велась на старых площадях, но с использованием новых методов. Ранее же разведка велась на новых площадях с использованием старых методов.

Нетрадиционные подходы на традиционных объектах разведки далеко еще не исчерпали возможностей расширения ресурсной базы Татарстана. Кроме того, в Татарстане (как и в других старых нефтяных регионах Российской Федерации) имеются значительные площади неопоискованных земель. В Республике Татарстан - это земли центрального и западного районов Татарстана. Основные направления воспроизводства запасов следующие:

1. Традиционные ГРР в традиционных объектах разведки, за счет которых планируется обеспечить около трети всего прироста запасов, а именно решение задач воспроизводства запасов предусматривает проведение работ на следующих основных направлениях:

1) разведка и доразведка открытых месторождений и перевод предварительно оцененных запасов категории С2 в более высокие категории.

Для расширения разведанной ресурсной базы добывающих предприятий поиск, разведка и подготовка к разработке новых месторождений на перспективных структурах на северном и северо-восточном склонах Южно-Татарского свода, сводовой части и юго-восточном склоне Северо-Татарского свода, Западном борту Бирской седловины, юго-восточной бортовой зоне Верхнекамской впадины, в центральной части Мелекесской впадины;

2) поиск месторождений на перспективных объектах, перешедших в течение 2005-2006гг. в распределенный фонд недр в пределах Мелекесской впадины и Северо-Татарского свода.

По второму направлению работы должны вестись на менее изученных и менее перспективных, в геологическом отношении более сложных территориях. Это земли центрального и западного районов Татарстана, занимающие половину территории республики. В геотектоническом отношении территория весьма неоднородна и включает несколько крупных, принципиально отличных по своему строению элементов: менее перспективных для разведки на нефть - Казанско-Кировский прогиб, Казанскую седловину, восточный склон Токмовского свода и более перспективных - Северо-Татарский свод и Мелекесскую впадину.

Обобщение и переосмысление геолого-геофизических материалов с позиций современных взглядов и концепций, изучение и анализ особенностей геологического строения этой территории позволили отметить следующее:

регион характеризуется благоприятными емкостными, литофациальными, гидрогеологическими и геохимическими свойствами разреза в целом, однако стратиграфия пластов-коллекторов весьма различна: основными, наиболее перспективными, являются зоны развития пластов-коллекторов во всех продуктивных пластах осадочного чехла;

структурно-тектонические особенности региона благоприятны для формирования ловушек-объектов различного морфогенетического типа.

Все это дает основание рассматривать перспективные зоны и объекты в качестве геологических критериев оценки нефтегазоносности региона.

Таким образом, качественная (критерий нефтеносности) и количественная (плотность ресурсов С3) оценки территории Татарстана позволили значительно дифференцировать и повысить категорийность земель, расширить границы рентабельных и перспективных зон, выбрать и обосновать приоритетные направления работ в западной части Татарстана, рассматривать этот регион как потенциальный резерв прироста промышленных запасов нефти.

Проведение геологоразведочных работ только на распределенном фонде не позволит в дальнейшем поддерживать добычу нефти в республике. Поэтому освоение нераспределенного фонда недр должно быть направлено на обеспечение и развитие добычи нефти за счет подготовки новых запасов при проведении геологоразведочных работ. Изучение и дальнейшее освоение объектов нераспределенного фонда недр неразрывно связано с лицензированием и расширением практики проведения открытых аукционов на право пользования участками недр с целью геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья. В связи с этим намечен следующий план лицензирования на ближайшую перспективу (рис. 6).

В первую очередь будут изучаться участки Балтасинский 1,2,3 и Ковалинский 1,2,3, на которые ОАО «Татнефть» в 2006г. получит лицензии на геологическое изучение. В 2006г. проведен аукцион на право пользования недрами по следующим участкам: Алексеевский 1, Базарно-Матакский 1, Трудолюбовский 1, Тетюшский, Булгарский и Апастовский. Планируется проведение аукционов на право пользования участками Алексеевский 2, Базарно-Матакский 2, Юхмачинский 1, 2, а затем участками с целью геологи-ческого изучения, разведки и добычи углеводородного сырья. На 2007 год намечается ввести в процесс лицензирования участки Казанский, Лаишевский, Шалинский 1,2, по которым подготовлены пакеты геолого-геофизической информации. Участки Кайбицкий, Карлинский и Свияжский в настоящее время являются объектами сейсморазведочных работ, которые планируется завершить в 2007 году (рис. 7).

2. Кроме новых идей и подходов к наращиванию запасов нефти в традиционно нефтеносных отложениях, в старых нефтедобывающих регионах, каковым является Татарстан, нужны новые идеи по исследованию нефтегазоносности новых, ранее не привлекавших внимание объектов.

Прежде всего, нужно признать перспективным изучение нефтегазоносности фундамента и его роль в формировании и переформировании залежей нефти в платформенных областях.

Нашими исследованиями установлено, что в разрезе фундамента имеются многочисленные коллекторские толщи в виде так называемых зон разуплотнения или зон деструкций, которые обладают высокими коллекторскими свойствами вследствие дробления и переработки пород и перекрываются пачками плотных, непроницаемых пород-покрышек (как в нефтяных залежах осадочного чехла).

Установлены факты, позволившие сформулировать решающую роль кристаллического фундамента в постоянной «подпитке» нефтяных месторождений осадочного чехла новыми ресурсами за счет притока углеводородов по скрытым трещинам и разрывам из глубин.

Проведенные исследования Ромашкинского месторождения позволяют считать, что обнаруженные реликты УВ-зон деструкций свидетельствуют о наличии УВ-флюидов в этих зонах, которые в неоднородном термоградиентном поле фундамента последовательно перегонялись из нижних зон в верхние под воздействием температурного поля и явлений компрессии-декомпрессии. Это подтверждается также сходством УВ-фундамента и чехла, особенностями состава вод зон деструкций и чехла.

Проведенный анализ позволяет по-новому рассматривать нефтяные месторождения как постоянно развивающийся, подпитывающийся углеводородами из глубин недр объект.

Современными исследованиями установлено, что нефтяные месторождения связаны с глубинными разломами, которые в свою очередь проявляются как нефтеподводящие каналы.

Основные физические показатели геологоразведочных работ и подготовки запасов нефти в Республике Татарстан на 2001-2020 годы и их финансирование приведены в таблице 3.

Основные физические показатели геологоразведочных работ и подготовки запасов нефти в Республике Татарстан на 2001-2020 годы и их финансирование *

№№

Показатели

2001

2002

2003

2004

2005

Всего
2001-
2005

2006

2007

2008

2009

2010

Всего
2006-
2010

2011

2012

2013

2014

2015

Всего
2011-
2015

2016

2017

2018

2019

2020

Всего
2016-
2020

ИТОГО
2001-2020

1.

Прирост запасов нефти категории А+В+С1, и природных битумов, млн.т.

63,5

30,0

37,8

29,0

25,0

185,3

26,0

28,5

28,5

29,5

29,5

142,0

29,0

29,0

29,0

29,0

29,0

145,0

29,0

29,0

29,0

29,0

29,0

145,0

1.1.

Прирост запасов нефти категории А+В+С1, млн.т.

62,6

26,0

29,1

29,0

25,0

171,7

25,0

26,5

26,5

27,0

27,0

132,0

25,0

25,0

25,0

25,0

25,0

125,0

25,0

25,0

25,0

25,0

25,0

125,0

в т.ч. за счет восполнения минерально-сырьевой базы

62,6

0,0

0,0

0,0

0,0

62,6

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

инвестиций нефтяных компаний

0,0

26,0

29,1

29,0

25,0

109,1

25,0

26,5

26,5

27,0

27,0

132,0

25,0

25,0

25,0

25,0

25,0

125,0

25,0

25,0

25,0

25,0

25,0

125,0

1.1.1.

За счет геолого-разведочных работ

6,1

7,6

8,1

8,1

8,4

38,3

8,0

9,5

9,5

10,0

10,0

47,0

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

50,0

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

50,0

в т.ч. за счет восполнения минерально-сырьевой базы

4,0

0,0

0,0

0,0

0,0

4,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

инвестиций нефтяных компаний

2,1

7,6

8,1

8,1

8,4

34,3

8,0

9,5

9,5

10,0

10,0

47,0

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

50,0

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

50,0

1.1.2.

За счет повышения коэффициента извлечения нефти

2,9

1,1

11,3

10,9

6,6

32,8

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

25,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

25,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

25,0

в т.ч. за счет восполнения минерально-сырьевой базы

2,9

0,0

0,0

0,0

0,0

2,9

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

инвестиций нефтяных компаний

0,0

1,1

11,3

10,9

6,6

29,9

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

25,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

25,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

25,0

1.1.3.

За счет переоценки с проведением минимальных объемов ГРР с доразведкой месторождений

53,6

17,3

9,7

10,0

10,0

100,6

12,0

12,0

12,0

12,0

12,0

60,0

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

50,0

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

50,0

1.2.

Прирост запасов природных битумов категории С1

0,9

4,0

8,7

0,0

0,0

13,6

1,0

2,0

2,0

2,5

2,5

10,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

20,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

20,0

в т.ч. за счет восполнения минерально-сырьевой базы

0,9

4,0

8,7

0,0

0,0

13,6

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

инвестиций нефтяных компаний

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

1,0

2,0

2,0

2,5

2,5

10,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

20,0

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

20,0

2.

Объем поисково-разведочного бурения, тыс.м.

111,9

86,7

88,2

78,2

100,0

465,1

132,0

163,0

193,0

204,0

204,0

896,0

206,0

206,5

207,0

207,5

208,0

1 035,0

208,0

208,0

208,0

208,0

208,0

2.1.

в т.ч. на нефть

108,4

81,9

76,6

78,2

100,0

445,1

130,0

160,0

190,0

200,0

200,0

880,0

200,0

200,0

200,0

200,0

200,0

1 000,0

200,0

200,0

200,0

200,0

200,0

в т.ч. за счет восполнения минерально-сырьевой базы

73,3

7,8

3,8

1,7

0,0

86,6

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

инвестиций нефтяных компаний

35,1

74,1

72,8

76,5

100,0

358,5

130,0

160,0

190,0

200,0

200,0

880,0

200,0

200,0

200,0

200,0

200,0

1 000,0

200,0

200,0

200,0

200,0

200,0

2.2.

в т.ч. на природные битумы

3,5

4,8

11,6

0,0

0,0

20,0

2,0

3,0

3,0

4,0

4,0

16,0

6,0

6,5

7,0

7,5

8,0

35,0

8,0

8,0

8,0

8,0

8,0

40,0

в т.ч. за счет восполнения минерально-сырьевой базы

3,5

4,8

11,6

0,0

0,0

20,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

инвестиций нефтяных компаний

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

2,0

3,0

3,0

4,0

4,0

16,0

6,0

6,5

7,0

7,5

8,0

35,0

8,0

8,0

8,0

8,0

8,0

40,0

3.

Введено в бурение поднятий

31,0

30,0

22,0

30,0

40,0

153,0

40,0

40,0

40,0

45,0

45,0

210,0

45,0

45,0

45,0

45,0

45,0

225,0

45,0

45,0

45,0

45,0

45,0

225,0

в т.ч. за счет восполнения минерально-сырьевой базы

31,0

4,0

1,0

1,0

37,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

инвестиций новых независимых нефтяных компаний

26,0

21,0

29,0

40,0

116,0

40,0

40,0

40,0

45,0

45,0

210,0

45,0

45,0

45,0

45,0

45,0

225,0

45,0

45,0

45,0

45,0

45,0

225,0

4.

Подготовлено поднятий

32,0

25,0

29,0

19,0

25,0

130,0

30,0

30,0

30,0

30,0

30,0

150,0

40,0

40,0

40,0

40,0

40,0

200,0

40,0

40,0

40,0

40,0

40,0

200,0

в т.ч. за счет восполнения минерально-сырьевой базы

32,0

25,0

15,0

10,0

0,0

82,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

инвестиций нефтяных компаний

14,0

9,0

25,0

48,0

50,0

40,0

40,0

40,0

40,0

210,0

40,0

40,0

40,0

40,0

40,0

200,0

40,0

40,0

40,0

40,0

40,0

200,0

5

Объем сейсморазведочных работ, тыс. пог.км

3,6

5,9

7,7

7,5

4,4

29,2

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

25,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

25,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

25,0

в т.ч. за счет восполнения минерально-сырьевой базы

2,4

3,5

4,4

3,5

0,0

13,8

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

инвестиций нефтяных компаний

1,3

2,4

3,3

4,0

4,4

15,4

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

25,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

25,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

25,0

6.

Затраты на ГРР, млн. руб.

1 506,0

1 665,3

1 776,8

1 298,0

7 978,3

1 918,8

2 165,7

2 405,7

2 492,6

2 492,6

11 475,4

2 506,4

2 509,9

2 513,3

2 516,8

2 520,2

12 566,5

2 520,2

2 520,2

2 520,2

2 520,2

2 520,2

12 601,0

6.1.

в т.ч. на поисково-
разведочное бурение на нефть

780,6

719,0

722,9

621,4

814,0

3 657,8

1 040,0

1 280,0

1 520,0

1 600,0

1 600,0

7 040,0

1 600,0

1 600,0

1 600,0

1 600,0

1 600,0

8 000,0

1 600,0

1 600,0

1 600,0

1 600,0

1 600,0

8 000,0

6.2.

на сейсморазведочные
работы

355,3

689,4

859,2

548,8

446,0

2 898,7

365,0

365,0

365,0

365,0

365,0

1 825,0

365,0

365,0

365,0

365,0

365,0

1 825,0

365,0

365,0

365,0

365,0

365,0

1 825,0

6.3.

на разведку и освоение природных битумов

132,0

45,3

30,5

0,0

0,0

207,8

13,8

20,7

20,7

27,6

27,6

110,4

41,4

44,9

48,3

51,8

55,2

241,5

55,2

55,2

55,2

55,2

55,2

276,0

6.4.

на региональные работы, НИР, ОПР, работы по переоценке запасов и повышению КИН

238,1

211,6

164,2

127,9

472,2

1 214,0

500,0

500,0

500,0

500,0

500,0

2 500,0

500,0

500,0

500,0

500,0

500,0

2 500,0

500,0

500,0

500,0

500,0

500,0

2 500,0

7.

Стоимость подготовки 1 тонны запасов нефти и битумов, руб.

23,7

55,5

47,0

44,8

69,3

48,1

73,8

76,0

84,4

84,5

84,5

80,6

86,4

86,5

86,7

86,8

86,9

86,7

86,9

86,9

86,9

86,9

86,9

86,9

7.1.

в том числе стоимость подготовки 1 тонны запасов нефти

21,9

62,3

60,1

44,8

69,3

51,7

76,2

80,9

90,0

91,3

91,3

85,9

98,6

98,6

98,6

98,6

98,6

98,6

98,6

98,6

98,6

98,6

98,6

98,6

7.2.

в том числе стоимость подготовки 1 тонны запасов природных битумов

146,7

11,3

3,5

32,3

13,8

10,4

10,4

11,0

11,0

11,3

10,4

11,2

12,1

12,9

13,8

12,1

13,8

13,8

13,8

13,8

13,8

13,8

8.

Стоимость подготовки 1 тонны запасов нефти и битумов за счет ГРР, руб.

181,1

125,3

96,2

144,5

150,0

139,4

157,6

144,8

165,7

159,4

159,4

157,4

143,3

143,6

143,8

144,1

144,3

143,8

144,3

144,3

144,3

144,3

144,3

144,3

8.1.

в том числе стоимость подготовки 1 тонны запасов нефти

246,9

219,1

220,2

160,3

206,2

210,5

239,9

228,0

253,2

249,3

249,3

243,9

250,6

251,0

251,3

251,7

252,0

251,3

252,0

252,0

252,0

252,0

252,0

252,0

8.2.

в том числе стоимость подготовки 1 тонны запасов природных битумов

146,7

11,3

3,5

53,8

13,8

10,4

10,4

11,0

11,0

11,3

10,4

11,2

12,1

12,9

13,8

12,1

13,8

13,8

13,8

13,8

13,8

13,8

9.

Общая стоимость ГРР, включая средства бюджета РФ, в том числе:

3 594,1

1 718,3

1 758,9

1 333,3

9 938,4

2 118,8

2 365,7

2 605,7

2 692,6

2 692,6

12 475,4

2 506,4

2 509,9

2 513,3

2 516,8

2 520,2

12 566,5

2 520,2

2 520,2

2 520,2

2 520,2

2 520,2

12 601,0

9.1.

Из средств бюджета РФ

0,0

510,0

608,3

106,0

80,0

1 304,3

400,0

400,0

400,0

400,0

400,0

2 000,0

200,0

200,0

200,0

200,0

200,0

1 000,0

200,0

200,0

200,0

200,0

200,0

1 000,0

9.2.

Из средств бюджета РТ

3 286,6

213,9

81,3

95,3

101,6

3 778,7

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

500,0

300,0

300,0

300,0

300,0

300,0

1 500,0

300,0

300,0

300,0

300,0

300,0

1 500,0

9.3.

Собственные средства предприятий, в том числе:

307,5

994,4

1 069,3

1 132,0

4 855,4

1 618,8

1 865,7

2 105,7

2 192,6

2 192,6

9 975,4

2 006,4

2 009,9

2 013,3

2 016,8

2 020,2

10 066,5

2 020,2

2 020,2

2 020,2

2 020,2

2 020,2

10 101,0

9.3.1.

ОАО "Татнефть"

810,2

796,0

840,0

2 446,2

840,0

840,0

840,0

840,0

840,0

4 200,0

840,0

840,0

840,0

840,0

840,0

4 200,0

840,0

840,0

840,0

840,0

840,0

4 200,0

9.3.2.

ННК ("старые" лицензионные участки)

259,1

336,0

512,2

1 107,3

578,8

715,7

765,7

852,6

852,6

3 765,4

666,4

669,9

673,3

676,8

680,2

3 366,5

680,2

680,2

680,2

680,2

680,2

3 401,0

9.3.3.

ННК ("новые" лицензионные участки)

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

200,0

310,0

500,0

500,0

500,0

2 010,0

500,0

500,0

500,0

500,0

500,0

2 500,0

500,0

500,0

500,0

500,0

500,0

2 500,0

* Объемы финансирования за счет средств федерального бюджета и бюджета Республики Татарстан подлежат уточнению при утверждении бюджетов на соответствующий финансовый год.

Предполагаемые объемы поисково-разведочного бурения по ОАО «Татнефть», ННК и новым лицензионным участкам в центральном и западном районах Татарстана - в таблице 4.

3. Следующим направлением является переоценка запасов нефти открытых нефтяных месторождений путем составления современных моделей их геологического строения и подсчета запасов на их основе. Одновременно с этим должны вестись доразведка эксплуатируемых месторождений с целью поисков пропущенных в процессе разведки нефтеносных объектов по отработанной в республике методике доразведки действующих месторождений.

Таблица 4

Предполагаемые объемы поисково-разведочного бурения на территории Республики Татарстан

№№

Наименование

участка

Объемы поисково-разведочного бурения (м) по годам

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

1.

Разведочные зоны ОАО «Татнефть»

1.1

Черемшано-Бастрыкская

9600

9600

9600

9600

9600

9600

9600

1.2

Степноозерская

9600

9600

9600

9600

9600

9600

9600

1.3

Тлянчи-Тамакская

1600

1600

1600

1600

1600

1600

1600

1.4

Бугульмино-Тумутукская

6400

6400

6400

6400

6400

6400

6400

1.5

Мамадышская

1600

1600

1600

1600

1600

1600

1600

2.

Месторождения ОАО «Татнефть»

2.1

Месторождения

3.

Поисковые лицензионные участки ОАО «Татнефть»

3.1

Кукморский-1

1700

5100

5100

5100

5100

5100

3.2

Кукморский-2

1700

3400

3400

3400

3400

3400

3.3

Кукморский-3

1700

5100

5100

5100

5100

5100

3.4

Берсутский-1

1700

3400

3400

3400

3400

3400

3.5

Берсутский-2

1700

5100

5100

5100

5100

5100

3.6

Шадкинский-1

1700

3400

3400

3400

3400

3400

3.7

Шадкинский-2

1700

3400

3400

3400

3400

3400

4.

ИТОГО «Татнефть»

50000

50000

57700

57700

57700

57700

57700

5.

Лицензионные участки ННК

62900

83800

97300

73300

38700

31000

31000

6.

Конкурсные участки

6.1

Булгарский

2000

4000

4200

2800

5600

5600

5600

6.2

Алексеевский-1

2000

2000

1400

2100

4200

4200

4200

6.3

Алексеевский-2

2000

2000

1400

2100

4200

4200

4200

6.4

Базарно-Матакский-1

2000

2000

1400

2800

5600

5600

5600

6.5

Базарно-Матакский-2

2000

2000

1400

2800

5600

5600

5600

6.6

Юхмачинский-1

2000

2000

1400

1400

2800

2800

2800

6.7

Юхмачинский-2

2000

3400

2800

5600

5600

5600

6.8

Свияжский

2000

4000

8000

8000

6.9

Казанский

2000

4000

6000

6000

6.10

Карлинский

1700

3400

5100

5100

6.11

Лаишевский

1900

1900

1900

1900

6.12

Кайбицкий

1900

1900

1900

1900

6.13

Шалинский-1

1900

1900

1900

6.14

Шалинский-2

1900

1900

1900

1900

6.15

Балтасинский-1

1700

1700

3400

5100

6800

6800

6800

6.16

Балтасинский-2

1700

1700

3400

5100

6800

6800

6800

6.17

Балтасинский-3

1700

1700

3400

5100

6800

6800

6800

6.18

Ковалинский-1

1700

3400

5100

6800

6800

6800

6.19

Ковалинский-2

1700

3400

5100

6800

6800

6800

6.20

Ковалинский-3

1700

3400

5100

6800

6800

6800

6.21

Апастовский

5100

5100

5100

5100

6.22

Тетюшский

5100

5100

5100

5100

7.

ИТОГО конкурсные участки

17100

26200

35000

69000

103600

111300

111300

8

ИТОГО по Республике Татарстан

130000

160000

190000

200000

200000

200000

200000

За счет этого предполагается обеспечить почти треть общего планируемого прироста. Проведение этих работ требует больших аналитических исследований и соответствующего финансирования как НИР, так и ОПР.

4. Со временем все большее значение будут приобретать работы по повышению степени нефтеизвлечения. Доля их в общем приросте увеличится до 17-20%. Для этого предусматривается широкое применение ныне отработанных технологий, разработка и испытание технологий третьего и четвертого поколений, способных увеличивать нефтеотдачу при высокой отработанности запасов (обводненность - 95% и более) и при эксплуатации залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТЗН).

Для более полного использования этого направления прироста запасов необходимо государственное финансирование НИР и ОПР по отработке технологий новых поколений и методики оперативного учета прироста извлекаемых запасов, получаемого за счет применения новых технологий нефтеизвлечения.

Также необходимо совершенствование проектирования разработки нефтяных месторождений с целью широкого внедрения современных инновационных технологий, позволяющих повышать нефтеотдачу и за счет этого обеспечивать не только высокую текущую добычу, но и заметное повышение нефтеизвлечения, т.е. прирост извлекаемых запасов нефти без проведения дорогостоящих ГРР.

Это направление требует более пристального внимания нефтяных компаний, институтов и комиссии по разработке нефтяных месторождений. В республике достаточно много объектов, по которым приняты низкие коэффициенты нефтеизвлечения (11-18%), а также объектов со средними значениями КИН (20-30%). Применение новых технологий позволит повысить КИН по первой категории месторождений до 25%, по второй - до 40-45%. Для этого необходимо увеличить финансирование работ из средств бюджета Республики Татарстан с целью разработки новых технологий и методики оперативного учета ежегодного прироста запасов нефти за счет МУН.

Прирост запасов за счет МУН является резервом выполнения задачи воспроизводства запасов в случае неподтверждения перспектив нефтеносности отдельных территорий на западе Республики Татарстан.

Для компенсации отбора нефти в 2006-2020гг. запланировано прирастить за счет геологоразведочных работ запасов нефти категории А+В+С1 в объеме 47,0 млн.тонн в 2006-2010гг., 50 млн.тонн - в 2011-2015гг. и 50 млн.тонн - в 2016-2020гг. и обеспечить ежегодный прирост запасов нефти категорий А+В+С1 в объеме 26-27 млн.тонн в течение 2006-2010гг. и 25 млн.тонн - после 2010 года. Причем ежегодный прирост запасов за счет проведения ГРР и мероприятий по повышению коэффициента извлечения нефти на эксплуатируемых месторождениях должен составить 10 млн.тонн и 5 млн.тонн соответственно. Такой сценарий подготовки запасов нефти сформирован на основе анализа фактических данных и планов недропользования с учетом освоения нераспределенного фонда недр.

Для решения поставленных задач нужно существенно увеличить физические объемы ГРР, а именно удвоить объемы глубокого бурения, объемы сейсморазведочных работ сохранить на уровне 5 тыс. км в год.

Необходимый объем затрат на проведение ГРР за 2006-2020 гг. предположительно составит 37,6 млрд. рублей, в т.ч. из средств федерального бюджета - 4 млрд. рублей и бюджета Республики Татарстан - 3,5 млрд. рублей, в том числе по 100 млн. рублей ежегодно до 2010 года (табл. 3 приложения). Ежегодные инвестиции в геологоразведочные и опытно-промышленные работы должны составить в среднем 2,5 млрд. рублей. В настоящее время они в 1,5 раза меньше. Общие затраты на ГРР в 2005г. составили 1,5 млрд.рублей, в т.ч. 80 млн.рублей (5%) - за счет средств федерального бюджета. Основная доля затрат будет приходиться на нефтяные компании.

Основной задачей ГРР, выполняемых за счет средств федерального бюджета, следует считать выявление и оценку потенциальных ресурсов в слабоизученных районах для подготовки новых участков к лицензированию, совершенствование методики ГРР в старых нефтедобывающих районах, проведение фундаментальных исследований по освоению залежей тяжелых нефтей и природных битумов, а также изучению глубинного строения недр и нефтегазоносности нетрадиционных глубокозалегающих объектов.

Основными задачами работ, выполняемых за счет средств бюджета Республики Татарстан, необходимо считать проведение исследований по надежному обеспечению воспроизводства минерально-сырьевой базы как за счет повышения эффективности традиционных ГРР в традиционных объектах нефтеразведки и поиска месторождений углеводородов в нетрадиционных объектах, так и за счет применения новых технологий разработки и повышения нефтеотдачи пластов на действующих месторождениях, в нетрадиционных коллекторах и трудноизвлекаемых запасов на малоэффективных месторождениях, освоение нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья (природных битумов).

Вышеуказанные задачи должны решаться за счет бюджетных средств, так как нефтяные компании обычно выделяют средства только на конкретные работы, связанные с приростом запасов и подготовкой месторождений к промышленной разработке старыми, отработанными методами, не заботясь о повышении их эффективности. Тем более ими не финансируются фундаментальные и методические исследования, направленные на устойчивое развитие нефтяной промышленности на длительную перспективу. Основные задачи ГРР могут быть успешно реализованы только при проведении активной работы всех составляющих геологической службы республики, обеспечивающей выполнение следующих мероприятий:

регулирование направлений, видов и объемов ГРР, выполняемых за счет средств федерального бюджета, бюджета Республики Татарстан и собственных средств недропользователей;

ведение мониторинга ресурсной базы углеводородного сырья (запасов, прогнозных и перспективных ресурсов, фонда подготовленных и введенных в бурение поднятий) и осуществление авторского надзора на наиболее важных объектах;

контроль выполнения нефтяными компаниями условий лицензий по уровням добычи и приросту запасов нефти, объемам разведочного и эксплуатационного бурения, проектов разработки месторождений и сроков ввода месторождений в промышленное освоение;

усиление научных исследований с привлечением всех институтов геологического профиля Республики Татарстан, работ по научно-методическому обеспечению и сопровождению геологоразведочного процесса, подготовка рекомендаций по его оптимизации и обоснованию выявления месторождений в районах с неоцененным ресурсным потенциалом;

создание условий для привлечения в сферу недропользования частных инвестиций в виде применения мер по экономическому стимулированию разработки низкорентабельных запасов нефти, поддержанию падающей добычи, внедрению инновационных технологий, повышению нефтеотдачи.

4. Развитие нефтедобычи в Республике Татарстан

Снижение добычи нефти в республике, начавшееся в 1976г., достигло своего максимума в 1994г., когда было добыто 23,8 млн.тонн нефти.

Темпы падения добычи нефти в первые годы рыночных реформ были в 2 раза ниже, чем в целом по Российской Федерации.

Решающее влияние на развитие нефтедобычи оказали два обстоятельства:

первое - переход на рыночную экономику, в связи с чем в корне изменились условия работы нефтедобывающих предприятий;

второе - заключение Договора Российской Федерации и Республики Татарстан «О разграничении предметов ведения и взаимном делегировании полномочий между органами государственной власти Российской Федерации и органами государственной власти Республики Татарстан». Этот документ повысил заинтересованность республики в увеличении добычи нефти и её полномочия в реализации этой задачи.

Был принят ряд законов и подзаконных актов по обеспечению налогового стимулирования добычи нефти по трем направлениям: по малодебитным и высокообводненным скважинам, по вводимым новым месторождениям и по новым методам увеличения нефтеотдачи.

Результаты превзошли все смелые прогнозы. В эксплуатацию было введено 36 новых месторождений. При прежних темпах это можно было бы сделать за 30 лет. Нефтяники республики умело использовали свой научно-производственный потенциал для широкого внедрения новых технологий.

Таким образом, дополнительно добыто 44,9 млн.тонн нефти (28,7% от общей добычи). Дополнительные налоговые поступления в бюджет составили 13,5 млрд. рублей, сохранены в работе 10 тысяч скважин, 18,5 тысячи рабочих мест, экономия составила 15 млрд. рублей.

Дополнительная добыча за счет новых методов нефтеизвлечения выросла в 6 раз, а ежегодная дополнительная добыча за счет внедрения всех передовых технологий составила около 40% общей добычи.

Впервые после 30-летней тенденции отставания темпов подготовки новых запасов от темпов нефтедобычи было обеспечено расширенное воспроизводство запасов нефти.

Благодаря мощному импульсу развития, данному вследствие налогового стимулирования, добыча нефти в республике продолжала с 1998г. неуклонно расти. В 2005г. добыто 30,7 млн.тонн нефти, из которых около 25,3 млн.тонн - ОАО «Татнефть». Причем около 19% указанных объемов нефтедобычи добыто за счет современных методов повышения нефтеотдачи пластов.

Компания серьезно занялась повышением эффективности эксплуатационного бурения за счет освоения новых технологий вскрытия пласта, увеличения объемов бурения горизонтальных, горизонтально-разветвленных, многозабойных скважин, что позволило почти в 1,5 раза увеличить дебиты новых скважин. Значительный объем работ выполняется по увеличению добычи из старых малодебитных, высокообводненных скважин за счет бурения боковых горизонтальных стволов.

Работая в сложнейших условиях истощения запасов крупнейших месторождений, обусловивших низкие дебиты скважин, компания, благодаря творческому использованию современных и новейших технологий, увеличила средний дебит нефти с 3,7 до 4,2 тонны в сутки при удержании в течение 16 лет обводненности продукции на уровне 85%, что способствовало устойчивому получению высоких прибылей.

ОАО «Татнефть» проводит большую работу по оптимизации затрат, которая реализуется по 12 специальным программам, в том числе за счет энергоснабжения обеспечена компенсация роста тарифов на электроэнергию на 55%, сэкономлено 150 тыс.тонн условного топлива.

Поступательное развитие нефтяной промышленности в последнее десятилетие стало возможным также за счет бурного развития мелкого предпринимательства в нефтяной промышленности и создания в первый период руководством Республики Татарстан благоприятных стартовых условий для независимых нефтедобывающих компаний.

В настоящее время в нефтяной промышленности Республики Татарстан работает 32 малые нефтяные компании с объемами добычи нефти от 10 до 500 тыс.тонн в год. В основном эти компании были созданы на основании Указа Президента Республики Татарстан от 12 февраля 1997 года № УП-81 «О мерах по увеличению нефтедобычи в Республике Татарстан». Им на конкурсной основе было передано 67 нефтяных месторождений, причем в основном это были маргинальные месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, содержащими высокосернистые нефти, большинство из которых были открыты 15-30 лет назад.

Создание новых нефтяных компаний в корне изменило ситуацию с добычей нефти в республике: появились новые инновационные технологии, конкуренция, новые методы увеличения нефтеизвлечения и стимуляции нефтедобычи. В 2005 году малыми компаниями добыто более 5,4 млн.тонн нефти.

У этих компаний, к сожалению, много проблем, связанных как со сложными горно-геологическими условиями месторождений, так и с отсутствием инфраструктуры и собственных мощностей по переработке нефти. На первых порах республика дала мощный импульс становлению независимых нефтяных компаний, предоставив им льготы на добычу нефти из новых месторождений, а также за счет внедрения новых методов повышения нефтеотдачи и выделения средств на проведение геологоразведочных работ. Это помогло им встать на ноги и развиваться дальше.

В процессе планирования добычи нефти в Республике Татарстан на период до 2020 года были учтены следующие факторы:

высокая степень истощения основных высокопродуктивных эксплуатируемых месторождений (Ромашкинского, Ново-Елховского, Бавлинского, Бондюжского, Первомайского, Сабанчинского), дающих 75% добываемой ОАО «Татнефть» продукции;

чрезвычайно высокая доля (около 80%) в остаточных запасах ОАО «Татнефть» трудноизвлекаемой нефти;

еще более высокая доля (более 90%) в остаточных запасах ННК трудноизвлекаемой нефти;

отсутствие достаточно эффективных современных технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и запасов в нетрадиционных коллекторах (для 25% всех текущих извлекаемых запасов);

техногенные изменения коллекторских свойств пластов и насыщающих их флюидов в процессе длительной эксплуатации месторождений в сторону существенного ухудшения, что значительно усложняет условия их разработки и достижения проектной нефтеотдачи;

имеющийся в арсенале нефтяной отрасли набор отработанных современных методов разработки нефтяных месторождений и технологий повышения нефтеизвлечения, а также перспективы развития новых методов увеличения нефтеотдачи.

При планировании объема добычи нефти в Республике Татарстан на территориальном отделении нефтяной секции ЦКР «Роснедра» были рассмотрены проектные документы, работы нефтяных компаний и проектных институтов по анализу состояния разработки и уточнения в порядке авторского надзора уровней добычи нефти и мероприятия по их обеспечению по всем нефтяным месторождениям Республики Татарстан.

Принятые показатели являются базовыми и при изменении геолого-технических, экономических и других условий могут быть изменены с рассмотрением и утверждением в установленном порядке.

Прогноз добычи углеводородного сырья в Республике Татарстан на 2006-2020 годы

Нефтяные компании

Вид работ

2005г.

2006г.

2007г.

2008г.

2009г.

2010г.

2011г.

2012г.

2013г.

1.1 ОАО "Татнефть" месторождения

добыча

25395

25110

25049

24972

24603

24117

23565

23042

22592

22048

21398

20945

20400

19870

экс.бурение

468

460

460

488

504

505

508

512

511

510

517

514

513

496

483

484

1.2 Разведка, доразведка и ввод запасов категории С2+С3

добыча

200

670

950

1225

1500

экс.бурение

1.ИТОГО ОАО "Татнефть"

добыча

25395

25110

25049

24972

24603

24117

23565

23042

22592

22248

22068

21895

21625

21370

экс.бурение

468

460

460

488

504

505

508

512

561

597

670

684

710

694

2.1 Разрабатываемые месторождения ННК

добыча

5250

5720

6040

6335

6525

6663

6748

6733

6695

6570

6393

6190

5959

5713

экс.бурение

415

450

483

463

426

412

372

335

298

243

160

97

71

65

2.2 Разведка, доразведка и ввод запасов категории С2+С3

добыча

3. Опоискование прогнозных ресурсов на новых землях и ввод их в разработку

добыча

50

100

150

200

экс.бурение

40

40

50

50

ИТОГО по Республике Татарстан (нефть)

добыча

30645

30830

31089

31307

31228

31035

30700

30270

29860

29550

29350

29100

28700

экс.бурение

883

910

943

951

1000

1000

1000

1000

1000

960

940

900

900

4.Ввод в эксплуатацию запасов природных битумов

добыча

3

3

7

17

30

65

100

150

300

450

650

800

1000

экс.бурение

0

0

20

30

39

39

40

ИТОГО по Республике Татарстан

добыча

30648

30833

31096

31324

31258

31100

30800

30420

30160

30000

30000

29900

29700

883

910

943

951

1000

1000

1000

1000

1020

990

979

939

940

940

920

920

Прогноз добычи углеводородного сырья в Республике Татарстан на 2006-2020 годы приведена в таблице 5.

На рисунках 8, 9 приведены планируемые уровни добычи нефти и эксплуатационного бурения по ОАО «Татнефть» и ННК как по запасам промышленных категорий (А+В+С1), так и по перспективным запасам (С2) и ресурсам категории С3, а на рисунке 10 - воспроизводства минерально-сырьевой базы (далее - ВМСБ). Отдельно выделены объемы добычи и бурения по новым лицензируемым землям Республики Татарстан без указания наименования компаний, так как это определяется только после проведения аукционов.

Также отдельно выделены объемы добычи по природным битумам. Но поскольку основные планируемые для освоения участки промышленных битумов (далее - ПБ) расположены на лицензионных участках ОАО «Татнефть», то ответственность за выполнение объемов добычи нефти по Республике Татарстан ложится на ОАО «Татнефть», и объемы добычи ПБ должны быть уточнены ОАО «Татнефть» в ходе проведения опытно-промышленных работ.

Резервом добычи ПБ являются залежи ПБ на лицензионных участках ННК, по которым в 2006г. должны быть выполнены специальные работы РНТЦ «ВНИИнефть» по освоению с применением достаточно эффективных технологий и расчету прогнозных уровней добычи. Эти объемы добычи ПБ затем будут включены в объемы добычи ННК.

В целом объем работ по ВМСБ (объем геологоразведочных работ и прироста запасов нефти, ПБ, эксплуатационного бурения, добычи углеводородного сырья и др.) территориальное агентство «Татарнедра» должно включить в обязательства ОАО «Татнефть», ННК и других недропользователей при актуализации старых и выдаче новых лицензий на все виды недропользования по углеводородному сырью.

В этом залог выполнения настоящей Программы и правовой легитимности принятых показателей по объектам геологоразведочных работ и добыче углеводородного сырья.

В соответствии с настоящей Программой темпы нефтедобычи в республике должны стабилизироваться на уровне 30 млн.тонн.

5. Нефтепереработка

В советское время в Республике Татарстан перерабатывающих мощностей не было создано. Переработку Ромашкинской и других легких девонских нефтей осуществляли Куйбышевские НПЗ и заводы, примыкающие к нефтепроводу «Дружба». А для переработки тяжелых высокосернистых нефтей Татарстана и всей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции был построен специальный мощный Кременчугский НПЗ на Украине. Этот завод имел более коррозионно-стойкое оборудование, чем обычно НПЗ, но технология переработки не отличалась от других НПЗ России, перерабатывающих легкие нефти. Специальной переработки тяжелых нефтей с выходом более ценной продукции, соответствующих составу этих нефтей, не было.

Следовательно, все тяжелые, высокосернистые нефти Волго-Уральской провинции не имели соответствующей переработки.

Этот вопрос особо остро встал с переходом на рыночные условия. Это связано с созданием вертикально-интегрированных компаний и лоббированием с целью получения наибольшей выгоды от добычи нефти интересов нефтяных компаний, добывающих легкую, малосернистую нефть. В результате возникла перспектива ввода с 2007г. так называемого «банка качества». По нему нефтяным компаниям, добывающим тяжелую, сернистую нефть, придется продавать ее по существенно меньшей цене.

В этом отношении нефтяные компании Республики Татарстан являются наиболее уязвимыми, так как доля тяжелых высокосернистых нефтей как в запасах промышленных категорий, так и неопоискованных ресурсах составляет около 75%, а в текущей добыче - 48%, причем эта доля к 2020г. возрастает до 64% (включая ПБ) (рис.11).

"Рис.11. Объемы добычи малосернистых нефтей девонских отложений, тяжелых сернистых нефтей верхних горизонтов месторождений Республики Татарстан в 2000-2020 гг."

На рисунках 12, 13 показано распределение месторождений по качеству. Все это требует в приоритетном порядке организации в республике собственной переработки именно тяжелых, высокосернистых нефтей. С этой целью было принято решение о строительстве Нижнекамского нефтеперерабатывающего завода (далее - НПЗ). В 2004г. ОАО «Татнефть» был построен и введен в эксплуатацию базовый комплекс Нижнекамского НПЗ, который перешел в ОАО «ТАИФ».

В 2005г. ОАО «ТАИФ» завершило строительство комплекса каталитического крекинга вакуумного газойля с получением товарного автобензина для обеспечения потребности Республики Татарстан в высококачественном бензине собственного производства.

Строительство данного комплекса позволит оптимальным образом и с минимальными издержками осуществлять производство и реализацию продуктов переработки вакуумного газойля.

Планируемый объем производства продуктов переработки вакуумного газойля на установке каталитического крекинга ОАО «ТАИФ» составит 884,6 тыс.тонн в год, в том числе автобензинов - 531,3 тыс.тонн, пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракции - до 127,6 тыс.тонн в год.

Но задача даже частичного использования тяжелых нефтей здесь пока не решена, так как Нижнекамский НПЗ работает на самом лучшем из добываемого сырья (плотность нефти - до 0,862 г/куб.см, содержание общей серы - до 1,8%).

Поэтому принято решение в первом полугодии 2006г. ОАО «ТАИФ» совместно с ОАО «Татнефтехиминвест-холдинг» подготовить программу реконструкции всех действующих установок нефтепереработки в г.Нижнекамске, включая ЭЛОУ-АВТ-7, и ее реконструкции в течение 2006-2009гг. в целях обеспечения переработки тяжелых, высокосернистых нефтей Татарстана в объеме -7 млн.тонн в год.

Также принято решение о проектировании и строительстве комплекса новых установок по переработке тяжелых нефтей мощностью 7 млн.тонн в год. В состав комплекса войдут три взаимосвязанные группы производств топливного и нефтехимического профиля, завершение строительства планируется в 2010 году. На первом этапе стоимостью 1,3 млрд.долларов США предполагается построить НПЗ мощностью 7 млн.тонн высокосернистой нефти, включающий установки первичной переработки нефти, гидроочистки продуктов, гидрокренинга вакуумного газойля, позволяющие получать до 2,5 млн.тонн в год дизельного топлива и 800 тыс.тонн в год керосина, а также блок ароматических углеводородов. Параллельно планируется запустить завод глубокой переработки нефти (ЗГПН, стоимость - 1,3 млрд.доларов США), включающий установку по выпуску до 850 тыс.тонн автомобильных бензинов методом каталитического крекинга. Третий - нефтехимический комплекс стоимостью 600 млн.долларов США - рассчитан на выпуск 250 тыс.тонн полиэтилентерефталата (ПЭТФ), 80 тыс.тонн алкилбензолов (ЛАБов), а также 200 тыс.тонн в год полипропилена. Сырьем для ПЭТФ и ЛАБов станут получаемые на НПЗ параксилол и бензол, для полипропилена - вырабатываемый на ЗГПН пропилен. В целом же КННЗ будет способен производить около 20 видов продуктов глубокой переработки нефти и свыше 250 наименований нефтехимической продукции.

Среди прочих продуктов Нижнекамский НПЗ будет производить дизельное топливо европейского качества - 2,5 млн.тонн в год, авиационный керосин - более 800 тыс.тонн, высокооктановые бензины - до 800 тыс.тонн, полипроплен - 200 тыс.тонн, полиэтилен терефталат - 250 тыс.тонн, линейные алкилбензолы - 80 тыс.тонн, а также до 500 тыс.тонн сырья для дальнейшей переработки - это прямогонный бензин, пропан, бутан, изобутан.

Для решения проблемы повышения эффективности добычи и конкурентоспособности тяжелых нефтей с плотностью более 0,9 г/куб.см и содержанием серы 3,5-4% в настоящее время ЗАО «Нефтеконсорциум» прорабатывает вопрос организации строительства НПЗ для переработки особо высокосернистых нефтей, добываемых ННК, мощностью по сырью 3 млн.тонн в год по специальным, наиболее эффективным технологиям конкретно для такого состава нефтей.

Со строительством всех этих мощностей в 2010г. в Республике Татарстан планируется решить проблему эффективного использования практически всех тяжелых нефтей.

Завершение создания нефтеперерабатывающих комплексов должно обеспечить ежегодную переработку в Республике Татарстан 17 млн.тонн нефтяного сырья. При этом глубина переработки должна увеличиться к 2020 году до 76-80%.

6. Состояние и проблемы освоения месторождений природных битумов в Республике Татарстан

6.1. Сырьевая база природных битумов Республики Татарстан

Природные битумы (ПБ) - это в разной степени окисленные высоковязкие нефти жидкой, полужидкой и твердой консистенции (вязкость от 600 тыс.до 440 млн.мПас) с высоким содержанием серы (3,7-7%), масел (от 5 до 88%), смол (от 8,7 до 5,7%) и асфальтенов (от 3,3 до 6,1%). В отличие от нефти они характеризуются повышенным содержанием ванадия, никеля, молибдена и значительно меньшим (до 25%) содержанием бензиновых и дизельных фракций.

В отношении используемой терминологии необходимо отметить, что ряд исследователей значительную часть месторождений природных битумов Татарстана относит к тяжелым нефтям. С точки зрения классических химиков и переработчиков с этим вероятно можно бы и согласиться. Однако в нашем случае, когда необходимо комплексное решение проблемы, начиная с вопросов геологии и разработки месторождений ПБ и кончая использованием этого сырья, очевидно, основную часть (более 90%) залежей углеводородов в пермских отложениях Татарстана следует относить к ПБ. Это объясняется особенностями геологического строения залежей, а именно: условиями их формирования, последующего разрушения и переформирования. Последнее связано прежде всего с близостью залежей к дневной поверхности и большей их раскрытости. В результате, в отличие от классических нефтяных залежей, мы имеем здесь не только сравнительно низкую насыщенность, но и наличие в теле залежей водоносных прослоев. Нередко залежи ПБ, простираясь за пределы структур, образуют так называемые «битумные поля». Огромные значения вязкости ПБ также подходят к международному определению, в котором к ПБ отнесены залежи УВС с вязкостью более 10000 мПас.

Все это требует совершенно новых подходов к методам поисково-разведочных работ, подсчета запасов и разработки этих месторождений, существенно отличным от классических залежей тяжелых нефтей.

Да и особенности переработки, обусловленные существенно большим содержанием металлов и серы для получения большей добавленной стоимости, требуют совершенно новых технологий.

Поэтому не случайно в ряде постановлений Государственного комитета по науке и технике СССР говорится о залежах ПБ вТатарии. А это путь к признанию нынешними властями России залежей ПБ в пермских отложениях Татарстана в качестве альтернативных источников углеводородного сырья (УВС), требующих своих подходов и другого налогового поля к их разработке. Не случайно в Татарстане за более чем 30 лет были разработаны специальные методы и инструкции по геологическому изучению, подготовке к разработке и добыче этих ПБ.

Целенаправленное изучение ПБ в республике начато в 1970 году. В настоящее время на территории республики выявлено более 450 залежей природных битумов, приуроченных к нижнепермскому, уфимскому, нижне- и верхнеказанским битумоносным осадочным комплексам пермской системы. Они расположены в пределах Мелекесской впадины и на западной склоне Южно-Татарского свода. Наиболее крупные по размерам и запасам залежи природных битумов сосредоточены в отложениях уфимского яруса Ашальчинской битумоносной зоны (рис.14,15). Залежи по условиям залегания пластовые. Мощности продуктивности пластов колеблются от нескольких единиц метров до 25-30 м. Глубина залегания от дневной поверхности - до 250-400 м.

Несмотря на свои ценные свойства, ПБ до сих пор не нашли широкого применения в качестве сырья для химической промышленности и при выработке тепловой и электрической энергии. Опытно-промышленная добыча ПБ осуществляется на Мордово-Кармальском и Ашальчинском место-рождениях. Основная добыча битумов велась методом внутрипластового горения и с помощью термогазового генератора. За 15 лет добыто около 200 тыс.тонн битумов, которые использовались главным образом для изготовления асфальта и производства антикоррозийного лака на Шугуровском нефтебитумном заводе.

В условиях уменьшения активных запасов нефти проблема освоения альтернативных топливно-энергетических ресурсов, каковыми являются ПБ, весьма актуальна не только для Республики Татарстан. Однако освоение битумных месторождений сдерживается из-за высокой обеспеченности республики запасами нефтей, проблем с их изучением и минимизированием затрат на их извлечение, проблем транспорта и использования добываемого сырья.

Республика Татарстан занимает ведущую позицию в Российской Федерации по потенциальным ресурсам ПБ, которые оцениваются в пределах от 1,4 до 7 млрд.тонн. Государственным балансом по состоянию на 01.01.2006 г. учтено 11 месторождений ПБ с запасами категорий В+С1+С2 в количестве 69,5 млн.тонн, в т.ч. с извлекаемыми - 24,4 млн.тонн. Кроме того, детально разведано 5 месторождений с балансовыми запасами 20,7 млн.тонн, с извлекаемыми - 8,8 млн.тонн. (таблица 6).

Таблица 6

Официально утвержденные запасы природных битумов в пермских отложениях Республики Татарстан по состоянию на 01.01.2006 года

Битумоносный комплекс

Запасы балансовые/извлекаемые, тыс.тонн

В + С1

С2

Всего

Казанский

-

136375

136375

Уфимский

94581

34944

59161

153742

Нижнепермский

-

6300

6300

Всего:

94581

34944

201836

296417

Проблема освоения природных битумов актуальна как для Республики Татарстан, так и для других регионов Российской Федерации.

Поисковые работы на пермские битумы в Республике Татарстан проводились с 40-х годов (целенаправленные - с конца 70-х), но в основном попутно, при структурном бурении, большей частью без опробований, без отбора керна. Тем не менее, к настоящему времени закартировано 343 поднятия с различной степенью изученности ПБ.

В районе, где в настоящее время ведутся геологоразведочные и опытно-промышленные работы, находятся 58 месторождений ПБ с геологическими запасами, равными 195,7 млн.тонн. Выбор месторождений обосновывается наилучшей изученностью уфимского битумоносного комплекса по сравнению с другими битумоносными комплексами Республики Татарстан, наиболее рентабельными технико-экономическими показателями их разработки, проведением начиная с 1978 г. опытно-промышленных работ (ОПР) по добыче ПБ на Мордово-Кармальском, Ашальчинским месторождениях, созданием значительного количества технологий и технических средств для поиска, разведки месторождений ПБ, добычи и переработки продукции.

Эти месторождения сосредоточены в терригенных коллекторах шешминского горизонта уфимского яруса в пределах западного склона Южно-Татарского свода (таблица 7).

Таблица 7

Список групп и месторождений природных битумов для первоочередной разработки

Наименование групп

Наименование месторождений

Запасы, балансовые/ извлекаемые, тыс.тонн

Степень разведанности

1

2

3

4

-

Мордово-Кармальское

3730/1134

ОПР

-

Ашальчинское

10248/3669

ОПР (консерв.)

Северная

Студено-Ключевское

8624/2942

д.р.

Олимпиадовское

2737/856

д.р.

Краснополянское

324/101

д.р.

Аверьяновское

4546/1886

д.р.

Грядинское

4762/2099

д.р.

Екатериновское

3223/1415

д.р.

Архангельское

5160/2147

д.р.

Лебединское

1616/533

п.р.

Пойменное

1631/538

п.р.

Западно-Шегурчинское

1014/335

п.р.

Новотроицкое

779/257

п.р.

Южно-Шегурчинское

1550/512

п.р.

Никольское

437/144

п.о.

Всего по Северной группе:

36403/13765

7 д.р., 5 п.р., 1 п.о.

Центральная

Нижне-Кармальское

13670/4783

д.р.

Южно-Ашальчинское

5268/1823

д.р.

Каменское

6106/2198

д.р.

Северо-Ашальчинское

4250/1768

д.р.

Северо-Кармалинское

2480/957

д.р.

Больше-Каменское

920/340

д.р.

Туйметкинское

1659/614

д.р.

Дальнеивановское

828/273

п.р.

Сиреневское

2335/771

п.р.

Весеннее

2418/798

п.р.

Полянское

488/161

п.р.

Беркет-Ключевское

321/106

п.р.

Окраинное

1279/422

п.р.

Правобережное

296/98

п.р.

Ольхово-Южно-Чумачкинское

п.р.

верхний пласт

500/165

нижний пласт

769/254

Кармалинское

д.р.

верхний пласт

3957/1464

нижний пласт

1035/383

Мельничное

4762/1571

п.р.

Восточно-Чумачкинское

4922/1624

п.р.

Левобережное

1827/603

п.р.

Туйское

1722/568

п.о.

Тереховое

1055/348

п.о.

Западно-Каменское

462/152

п.о.

Руцкое

180/59

п.о.

Красногорское

390/129

п.о.

Всего по Центральной группе:

63899/22432

8 д.р., 11 п.р., 5 п.о.

Южная

Утямышское

2264/883

д.р.

Ново-Чегодайское

5633/2512

д.р.

Минсалихское

1381/510

д.р.

Морозное

7462/2761

д.р.

Нижнее

1743/575

п.р.

Родниковское

п.р.

верхний пласт

914/302

нижний пласт

277/91

Дымное

п.р.

юго-восточная залежь

1636/540

северо-западная залежь

1421/469

Клубничное

1020/337

п.р.

Верхне-Кармальское

6025/2229

д.р.

Верхнее

2178/807

д.р.

Историческое

1012/334

п.р.

Туманное

286/94

п.о.

Лагунное

385/127

п.о.

Вьюжное-1

265/87

п.о.

Вьюжное-2

663/219

п.о.

Южно-Кармалинское

783/258

п.о.

Смородиновое

п.о.

верхний пласт

852/281

нижний пласт

95/31

Самарское

1548/511

п.о.

Жаркое

845/279

п.о.

Всего по Южной группе:

38688/14237

6 д.р., 5 п.р., 8 п.о.

ИТОГО:по трем группам

по пяти участкам

138990/50434

152968/55237

21 д.р.,

21 п.р.,

14 п.о.

Примечание: запасы категорий В + С1 + С2

д.р. - детально разведанное месторождение;

п.р. - предварительно разведанное месторождение;

п.о. - предварительно оцененное месторождение.

Детально разведаны 24 месторождения с балансовыми запасами в размере 112,091 млн.тонн, извлекаемыми - 41,887 млн.тонн (Мордово-Кармальское, Ашальчинское, Подлесное, Студено-Ключеское, Олимпиадовское, Краснополянское, Каменское, Южно-Ашальчинское, Утямышское, Грядинское, Аверьяновское, Северо-Ашальчинское, Екатериновское, Архангельское, Ново-Чегодайское, Северо-Кармалинское, Туйметкинское, Больше-Каменское, Кармалинское, Верхне-Кармальское, Минсалихское, Нижне-Кармальское, Верхнее, Морозное).

Предварительно разведано 21 месторождение с балансовыми запасами в размере 35,358 млн.тонн, извлекаемыми - 11,669 млн.тонн (Пойменное, Западно-Шегурчинское, Южно-Шегурчинское, Лебединское, Новотроицкое, Дальнеивановское, Сиреневское, Весеннее, Полянское, Беркет-Ключевское, Окраинное, Правобережное, Ольхово-Южно-Чумачкинское, Мельничное, Восточно-Чумачкинское, Левобережное, Нижнее, Дымное, Родниковское, Историческое, Клубничное).

Предварительно оценены 14 месторождений с балансовыми ресурсами в размере 9,968 млн.тонн, извлекаемыми - 3,287 млн.тонн (Туйское, Тереховое, Западно-Каменское, Руцкое, Красногорское, Туманное, Жаркое, Лагунное, Южно-Кармалинское, Вьюжное-1, Вьюжное-2, Смородиновое, Самарское, Никольское).

На 01.01.2004 г. балансовые запасы категории В + С1 + С2 по 19 месторождениям: Мордово-Кармальскому, Олимпиадовскому, Нижне-Кармальскому, Студено-Ключевскому, Ашальчинскому, Краснополянскому, Каменскому, Южно-Ашальчинскому, Утямышскому, Грядинскому, Аверьяновскому, Архангельскому, Екатериновскому, Ново-Чегодайскому, Северо-Кармалинскому, Северо-Ашальчинскому, Кармалинскому, Минсалихскому и Верхнему составляют 94,581 тыс.тонн, извлекаемые - 34,944 тыс.тонн.

6.2. Меры по наращиванию разведанных запасов природных битумов

Подготовленные к настоящему времени запасы ПБ обеспечивают их добычу на прогнозируемый период. Но, думая о более дальней перспективе ТО ЦКР «Роснедра», Научный совет по геологии и разработке нефтяных месторождений совместно с ОАО «РНТЦ «ВНИИнефть» разработал мероприятия, направленные на дальнейшее наращивание развязанных запасов ПБ в Татарстане.

В 2005 году ОАО «Татнефть» на Ашальчинском месторождении природных битумов проведены работы по бурению трех разведочных скважин, отобран керновый материал и пробы, проведены комплексные лабораторные исследования фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и физико-химических свойств флюидов, уточнены запасы по месторождениям ПБ, начаты работы по строительству горизонтальных скважин для добычи битумов с применением новых методов и технологий.

В 1999-2002 гг. в ОАО «РНТЦ «ВНИИнефть» составлены проекты доразведки для 26 месторождений ПБ. По состоянию на 01.01.2004г. восемь месторождений подготовлены к освоению и разработке, на семи проводятся разведочные работы; на одиннадцати - данные работы не начаты (Лебединское, Нижнее, Мельничное, Восточно-Шешминкинское, Восточно-Чумачкинское, Южно-Шегурчинское, Сиреневское, Весеннее, Окраинное, Дымное, Сахаровское).

На основе анализа состояния сырьевой базы и в зависимости от эффективности ранее выполненных геологоразведочных работ за счет средств лицензодержателей ОАО «РНТЦ «ВНИИнефть» были выделены 24 предварительно разведанных месторождения и 19 битумоскоплений (таблица 8). Реализация намеченных объемов геологоразведочных работ (таблица 9) позволит создать все необходимые предпосылки для оптимальной добычи природных битумов. Прирост запасов ПБ за рассматриваемый период составит 50 млн.тонн.

Необходима дальнейшая комплексная реализация мероприятий, направленных на наращивание разведанных запасов альтернативного источника углеводородного сырья - ПБ как по ОАО «Татнефть», так и по Республике Татарстан в целом.

Месторождения ПБ

№

п/п

Месторождения

Категория

запасов

Запасы, тыс.тонн

балансовые

извлекаемые

1

2

3

4

5

1

Мордово-Кармальское

В+С1+С2

3730, в том числе:

1520 - В; 1815 - С1;

395 - С2

1134, в том числе:

462 - В; 552 - С1;

120 - С2

2

Ашальчинское

В+С1+С2

10248, в том числе:

1043 - В; 8448 - С1;

757 - С2

3669, в том числе:

374 - В; 3024 - С1;

271 - С2

3

Нижне-Кармальское

С1

13670 - С1

4783 - С1

4

Подлесное

С1+С2

4449, в том числе:

3847 - С1; 602 - С2

1606, в том числе:

1389 - С1; 217 - С2

5

Студено-Ключевское

С1

8624 - С1

2942 - С1

6

Олимпиадовское

С1+С2

2737, в том числе:

2481 - С1; 256 - С2

856, в том числе:

776 - С1; 80 - С2

7

Краснополянское

С1

324 - С1

101 - С1

8

Каменское

С1+С2

6106, в том числе:

5323 - С1; 783 - С2

2198, в том числе:

1916 - С1; 282 - С2

9

Южно-Ашальчинское

С1

5268 - С1

1823 - С1

10

Утямышское

С1+С2

2264, в том числе:

2045 - С1; 219 - С2

883, в том числе:

798 - С1; 85 - С2

11

Грядинское

С1+С2

4762, в том числе:

3981 - С1; 781 - С2

в водоохраной зоне р.Секинель - С1-195

2099, в том числе:

1755 - С1; 344 - С2

в водоохраной зоне - 86 - С1

12

Аверьяновское

С1

4546,

в санитарно-защитной зоне - 201 - С1

1886

83 - в санитарно-защитной зоне - С1

13

Северо-Ашальчинское

С1+С2

4250, в том числе:

3998 - С1; 252 - С2

в водоохраной зоне р.Шешма - 2427 - С1 ; 112 - С2

1768, в том числе:

1663 - С1; 105 - С2

1057, в том числе:

в водоохраной зоне 1010 - С1;

47 - С2

14

Екатериновское

С1

3223 - С1

1415 - С1

15

Архангельское

С1+С2

5160, в том числе:

3735 - С1; 1425 - С2

2147, в том числе:

1554 - С1; 593 - С2

16

Ново-Чегодайское

С1+С2

6590, в том числе:

4902 - С1; 1688 - С2

2939, в том числе:

2186 - С1; 753 - С2

17

Северо-Кармалинское

С1

2480 - С1

957 - С1

18

Верхнее

С1

2178

807

19

Минсалихское

С1+С2

1381, в том числе:

1374 - С1; 7 - С2

510, в том числе:

507 - С1; 3 - С2

20

Кармалинское (двух-пластовое)

С2

4992

1849

21

Туйметкинское

С2

1659

614

22

Большекаминское

С2

920

340

23

Верхне-Кармальское

С2

6025

2229

24

Морозное

С2

7462

2761

Итого:

В+С1+С2

В

С1

С2

112091

2563

81522

28006

41887

836

30504

10547

Таблица 9

Основные показатели геологоразведочных работ на природные битумы в Республике Татарстан в 2006-2020 гг.

№

п/п

Месторождение, битумоскопление

Коли-чество разве-данных скважин

Виды и объемы работ

Прирост запасов кат. С1 балансовые / извлекае-мые, тыс.тонн

Объемы инвес-тиций, тыс. рублей

Бурение, метров

Испы-тание пластов, объект

ГИС масштаб 1:500, метров

ГИС масштаб 1:200, метров

Гидро-геоло-гичес-кие иссле-дова-ния, объект

Лабора-торные иссле-дования ФЕС, объект

Исследо-вания состава, физико-хими-ческих и товарных свойств ПБ, анализ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

Кармалинское*

-

-

2

-

-

-

-

6

3938/1575

3700

1.

Минсалихское

-

-

1

-

-

-

-

3

1493/573

1900

2.

Кармалинское

-

-

2

-

-

-

-

6

3938 /1575

3700

3.

Морозное*

-

-

-

-

-

-

-

-

5970/2388

700

4.

Верхне-Кармальское*

-

-

2

-

-

-

-

6

4820/1928

3700

5.

Верхнее*

-

-

1

-

-

-

-

3

2178/882

1900

Всего в 2006 г.

-

-

6

-

-

-

-

18

18399/7346

11900

6.

Мельничное**

13

2585

3

2585

150

5

1309

9

3810/1524

19575

7.

Восточно-Чумачкинское**

18

2629

4

2639

214

4

4465

12

3938/1575

19648

Всего в 2007г.:

31

5214

7

5224

364

9

5774

21

7748/3099

39223

8.

Сахаровское**

12

2604

3

2604

125

6

2173

9

982/393

16468

9.

Западно-Шегурчинское

9

1290

2

1290

135

5

1590

6

811/324

10510

10.

Южно-Шегурчинское**

12

2565

3

2826

118

6

2596

9

1240/496

15989

Всего в 2008г:

33

6459

8

6720

378

17

6359

24

3033/1213

42967

11.

Окраинное**

12

1280

3

1280

138

4

2548

9

1023/409

12407

12.

Левобережное

9

825

1

825

110

4

1935

3

1462/585

6729

13.

Тереховое

11

2145

1

2145

240

5

2270

3

633/253

14055

Всего в 2009г:

32

4250

5

4250

488

13

6753

15

3118/1247

33191

14.

Сиреневское**

13

2329

3

2329

120

5

2586

9

1868/747

15580

15.

Весеннее**

14

1789

3

1789

145

4

3333

9

1936/776

15238

16.

Михайловское

20

2295

2

2295

135

5

3745

6

744/268

16087

Всего в 2010г:

47

6413

8

6413

400

14

9664

24

4551/1821

46905

17.

Лебединское**

11

2297

2

2322

128

5

2422

6

1293/517

15225

18.

Пойменное

11

1445

1

1445

135

5

1975

3

1305/522

10170

19.

Западно-Екатериновское

12

2950

1

2950

120

5

2180

3

942/377

18522

20.

Карамышевское

12

1760

1

1760

135

5

2035

3

891/356

11918

Всего в 2011г.:

46

8452

5

8477

518

20

8612

15

4431/1772

55835

21.

Восточно-Шешминкинское**

18

2412

5

2497

267

5

4190

15

2158/863

25340

22.

Шешминкинское

9

790

1

790

110

4

2140

3

1501/600

6534

23.

Ольховско - Южно-Чумачкинское

9

1085

2

1085

160

5

2035

6

1015/406

9372

Всего в 2012г.:

36

4287

8

4372

537

14

8365

24

4674/1869

41246

24.

Нижнее**

12

2204

3

2204

178

5

2718

9

1394/558

20319

25.

Историческое

10

2045

1

2045

100

5

1930

3

607/243

13500

Всего в 2013г.:

22

4249

4

4249

278

10

4648

12

2001/801

33819

26.

Дымное**

22

5056

3

5036

180

7

4832

9

2180/871

22516

27.

Родниковское

9

2025

2

2025

130

5

2420

6

953/381

14589

28.

Клубничное

8

1590

1

1590

105

5

1515

3

816/326

10975

Всего в 2014г.:

39

8671

6

8651

415

17

8767

18

3949/1578

48080

29.

Афонькинское

12

1310

1

1310

135

5

2195

3

645/258

9420

30.

Лагерное

9

1230

2

1230

140

5

1890

6

1475/590

10176

31.

Сарабикуловское

10

690

2

690

140

4

1965

6

1598/639

7180

Всего в 2015г.:

31

3230

5

3230

415

14

6050

15

3718/1487

26776

32.

Софьевское

13

1340

2

1340

140

5

2380

6

2009/803

10787

33.

Урмышлинское

12

2520

1

2520

135

5

2195

3

1175/470

16136

Всего в 2016г.:

25

3860

3

3860

275

10

4575

9

3184/1273

26923

34.

Алтайское

11

1935

1

1935

105

5

2095

3

870/348

12889

35.

Иштерякское

13

1590

1

1590

135

5

2320

3

860/344

10975

36.

Ягодное

10

840

1

840

110

4

2135

3

1106/442

6812

Всего в 2017г.:

34

4365

3

4365

350

14

6550

9

2836/1134

30676

37.

Улановское

11

1755

1

1755

150

5

2600

3

653/261

11890

38.

Солдатское

13

1430

1

1430

150

5

2995

3

846/338

10086

39.

Мичуринское

11

1185

1

1185

145

5

2445

3

2015/820

8727

Всего в 2018г.:

35

4370

3

4370

445

15

8040

9

3550/1419

30703

40.

Вязовское

15

1310

2

1310

100

4

2780

6

881/352

10620

41.

Петропавловское

13

1240

2

1240

140

5

2460

6

904/361

10232

42.

Сугушлинское

15

2310

1

2310

140

5

2930

3

728/291

14970

Всего в 2019г.:

43

4860

5

4860

380

14

8170

15

2513/1004

35822

43.

Юлтимировское

13

2495

1

2495

140

5

2580

3

1636/654

15997

44.

Урдалинское

11

810

1

810

60

4

2050

3

978/391

5445

Всего в 2020г.:

24

3305

2

3305

200

9

4630

6

2614/1045

21442

Итого в 2006-

2020 гг.:

478

71985

80

72346

5443

190

96957

234

70319/

28108

525508

* - месторождения в стадии детальной разведки (подготовки к промышленному освоению),

** - месторождения, подготовленные к детальной разведке (утверждены проекты ГРР).

6.3. Добыча природных битумов

В течение 30 лет в Татарстане проведен большой комплекс научно-исследовательских и опытно-промышленных работ, в основном скважинными методами. Практически были опробованы все применяемые в мире технологии извлечения тяжелых нефтей и ПБ, кроме рудничных. Из огромного количества опробованных методов в настоящее время для промышленного внедрения можно предложить разработку с применением тепловых методов; внутрипластового горения, паротеплового воздействия, закачки парогаза и комбинации их с волновыми излучателями конструкции КНЦ РАН. Реализация этих технологий позволит довести дебит скважин до 3-4 тонн в сутки с минимальной обводненностью.

При современных ценах на нефть разработка залежей ПБ с применением отработанных технологий может вестись рентабельно.

Согласно разработанной ОАО «Татнефть» Программе работ по освоению запасов тяжелых нефтей и битумов на 2005-2006 годы, опытно-промышленные работы по разработке месторождений ПБ предусматрены на Мордово-Кармальском и Ашальчинском месторождениях, в том числе на Ашальчинском месторождении испытана технология парогравитационного воздействия.

Объемы добычи ПБ и мероприятия по ее обеспечению с применением обработанных к настоящему времени технологий приведены в таблице 10.

Для повышения эффективности добычи ПБ в более благоприятном уфимском комплексе и дальнейшего освоения месторождений ПБ в более сложных геолого-физических условиях (в Казанских и Нижнепермских отложениях) необходимо усилить работы по созданию и опробованию более эффективных технологий, связанных с применением горизонтальных технологий и рудничных методов. Это должно осуществляться за счет бюджетных средств. При реализации новых технологий можно реально увеличить извлекаемые запасы ПБ.

Главной задачей в освоении ПБ является быстрейший ввод в эксплуатацию разведанных и подготовленных к разработке битумных объектов. К первоочередным объектам освоения относятся запасы 23 базовых месторождений, разработку которых предполагается начать с 2006г. Таким образом, при условии ввода в разработку битумных объектов общая добыча нефти может быть увеличена и решена главная задача развития топливно-энергетического комплекса - поддержание достигнутого уровня добычи нефти и воспроизводство запасов УВС в Республике Татарстан.

Таблица 10

Мероприятия по добыче природных битумов на территории Республики Татарстан в 2006-2020 гг.

Годы

Ввод скважин,

скважины

Ввод скважин

из консервации,

скважины

Действующий фонд скважин,

скважины

Бурение скважин,

тыс.метров

Добыча битума,

тыс.тонн

Добы-ча

жид-

кости, тыс.

тонн

Закач-

ка

воз-

духа, млн.

куб.

метров

Закач-

ка

пара, тыс.

тонн

Ввод

оборудова-

ния

Добы-ваю-щих

В т.ч.

гори-

зон--

таль-

ных

Наг-

нета--

тель-

ных

Итого

Добы-

ва-ю-

щих

Наг-

нета-

-тель-

ных

Итого

Добы-

ва-ю-

щих

Наг-

нета--

тель-

ных

Итого

Вер-ти--

каль-

ных

Гори--

зон-

таль-

-ных

Итого

Всего

В т.ч.

за

счет

МУН

ОВГ,

шт.

УПГ-

24,

шт.

2006

0

0

0

0

3

2

5

3

2

5

0

0

0

3

3

4

1

8

1

1

2007

0

0

0

0

5

2

7

8

4

12

0

0

0

7

7

10

3

19

0

0

2008

0

0

0

0

10

5

15

18

9

27

0

0

0

17

17

24

7

46

0

0

2009

0

0

0

0

13

7

20

31

16

47

0

0

0

30

30

43

12

81

0

0

2010

0

0

0

0

17

8

25

48

24

72

0

0

0

65

65

93

26

176

1

0

2011

1

0

1

2

27

13

40

76

38

114

0,4

0

0,4

100

100

143

40

270

0

1

2012

1

0

1

2

29

15

44

106

54

160

0,4

0

0,4

150

150

214

60

405

1

1

2013

67

0

33

100

34

16

50

207

103

310

20

0

20

300

300

429

120

810

3

1

2014

100

7

52

152

0

0

0

307

155

462

27,6

2,8

30,4

450

450

643

180

1215

3

2

2015

130

10

60

190

0

0

0

434

213

647

35,6

4

39,6

650

650

929

260

1755

4

3

2016

134

10

61

195

0

0

0

563

272

835

35

4

39

800

800

1143

320

2160

3

2

2017

137

10

63

200

0

0

0

690

330

1020

36

4

40

1000

1000

1429

400

2700

3

3

2018

136

10

64

200

0

0

0

813

387

1200

36

4

40

1200

1200

1714

480

3240

4

3

2019

67

0

33

100

0

0

0

863

412

1275

20

0

20

1420

1420

2029

568

3834

4

2

2020

65

0

35

100

0

0

0

900

433

1333

20

0

20

1500

1500

2143

600

4050

1

2

2002-2010

0

0

0

0

48

24

72

48

24

72

0

0

0

122

122

174

49

330

2

1

2011- 2015

299

17

147

446

138

68

206

434

213

647

84

6,8

90,8

1772

1772

2532

709

4785

13

9

2016-2020

838

47

403

1241

138

68

206

900

433

1333

231

18,8

249,8

7692

7692

10990

3077

20769

28

21

ИТОГО

838

47

403

1241

138

68

206

900

433

1333

231

18,8

249,8

7692

7692

10990

3077

20769

28

21

6.4. Переработка природных битумов

Отсутствие промышленного опыта добычи и переработки ПБ в Российской Федерации привело к тому, что они не востребованы рынком, в отличие от нефти и других полезных ископаемых.

Решение задачи переработки ПБ в перспективе должно быть направлено на их комплексное использование, в том числе необходима разработка и внедрение новых процессов и оборудования для извлечения ценных попутных компонентов - ванадия, никеля и др.

Трубопроводный транспорт ПБ от месторождений к месту переработки осложнен их высокой вязкостью. По мнению многих специалистов, битумоперерабатывающие установки необходимо запланировать как можно ближе к местам добычи ПБ.

Преобладание мелких по запасам (до 5-10 млн.тонн) скоплений ПБ не позволит организовать их добычу и переработку на местах в значительных объемах. В связи с этим, в случае организации переработки на местах добычи, в организационном плане представляется целесообразным территориальное и технологическое совмещение процессов добычи и первичной переработки ПБ на основе технологической схемы с применением передвижных или полустационарных блочных установок переработки.

Вопрос о местах размещения битумоперерабатывающих производств, способах переработки и транспортировки должен решаться с применением экономико-математических многофакторных моделей в рамках многовариантного технико-экономического анализа проекта освоения ресурсов ПБ с привлечением проектных организаций.

Специфика физико-химических свойств ПБ (высокая плотность и вязкость, высокое содержание тяжелых фракций, попутных компонентов - серы, металлов) обуславливает сравнительно низкую эффективность традиционных процессов нефтепереработки, ориентированных на максимизацию выхода светлых нефтепродуктов из сырья. В настоящее время для получения товарной продукции из ПБ возможно применение следующих процессов переработки:

технология подготовки и переработки ПБ в смеси с легким углеводородным сырьем (рис.16);

технологии выделения легких фракций из ПБ процессами деасфальтизации, в том числе:

деасфальтизация с помощью сжиженного пропана,

деасфальтизация с помощью ацетона;

технологии переработки тяжелых остатков:

выработка из тяжелых остатков дорожных и строительных битумов,

переработка тяжелых остатков в процессе флексикокинга,

переработка тяжелых остатков в процессе газификации;

инновационные технологии комплексной переработки:

производство «синтетической нефти» в процессе радиационно-термического крекинга,

производство водобитумных эмульсий для использования в качестве котельного топлива, а также для транспортировки в трубопроводах.

В ОАО «РНТЦ «ВНИИнефть» выполнена специальная работа «ТЭО технологических схем переработки природных битумов Республики Татарстан и изучение потребительского рынка производимых продуктов», в которой обосновывается путь к расширению ассортимента нефтепродуктов за счет переработки тяжелых остатков после атмосферно-вакуумной колонны. Схема довольно гибкая: меняя режимы отдельных аппаратов, используя различные присадки, можно получать необходимые продукты переработки.

Практика показала, что в отличие от нефтей эффективное обезвоживание ПБ невозможно без разбавления углеводородными растворителями. Данная технология предполагает наличие в составе блочной битумоперерабатывающей установки узла обезвоживания с использованием бензиновой фракции атмосферно-вакуумной колонны. Кроме того, бензиновую фракцию с водонефтяной эмульсией ПБ необходимо смешивать перед подачей в трубопровод «месторождение - блочная установка» для того, чтобы время движения по трубе использовалось как технологическое для гидродинамического обезвоживания с одновременным снижением затрат на перекачку вязкого сырья.

Обезвоженный ПБ в смеси с бензиновой фракцией по свойствам является сходным с угленосной нефтью, и фракционирование его целесообразно осуществлять без предварительной деасфальтизации. Данная технологическая схема может быть реализована на Нижнекамском НПЗ.

Примерный материальный баланс переработки ПБ блочной установки производительностью 400 тыс.тонн в год сведен в таблице 11, товарная корзина - в таблице 12, размещение предприятий переработки ПБ - в таблице 13.

Таблица 11

Материальный баланс битумоперерабатывающего завода производительностью 400 тыс.тонн в год

Наименование сырья и продуктов

Тыс.тонн в год

%

Поступило:

Эмульсия ПБ

Бензиновая фракция

480

120

80

20

Всего:

600

100

Получено:

Сточная вода

Бензиновая фракция

Нефрас

Сульфоны

Дизельная фракция

Масла (моторные, специальные, трансмиссионные, машинные)

Битумы (дорожные, строительные)

Битумные лаки

Битумные мастики

Мягчители

Побочные продукты потери

80

120

7,0

0,5

59,5

50

120

75

50

10

22

6

13,3

20

1,2

0,1

9,9

8,3

20,0

12,5

8,3

1,7

3,7

1,0

Всего:

600

100

Таблица 12

Выход и объем нефтепродуктов

Наименование продукта

Выход продукта,

тыс. тонн/г

Цена 1 тонны с НДС, рублей

Объем

нефтепродуктов в год, тыс. рублей

Нефрас (С 80/120)

5

8620

43,1

Бензин (НК-180)

24

8100

194,4

Дизельное топливо

32

8250

264

Сульфоксиды (сульфоны)

7

158000

1106

Вакуумн. газойль, ПН-6

32

5500

176

Битум дорожный

90

5300

477

Битум строительный

90

5800

522

Битум специальный

57(33)*

25000

600

Мягчитель (АСМГ, рубракс)

20

10100

202

Лак(БТ-5100,БТ-577)

11

22000

242

Мастика (БМП-1, ВШПМ)

12

24000

288

Пигментный лак

10

23000

230

АСК

(5)*

Потери

5

ИТОГО

400

10861

4344,5

* Примечание: (33), (5) - применяются при производстве мягчителей, лаков, мастик.

Также необходимо решить вопрос о месте размещения битумоперерабатывающих производств. Возможны следующие варианты:

размещение вблизи от мест добычи,

размещение в крупных промышленных центрах,

комбинирование двух первых вариантов.

Каждый вариант обладает преимуществами и недостатками.

Таблица 13

Преимущества и недостатки различных вариантов размещения предприятий переработки ПБ

Преимущества

Недостатки

Оценочная стоимость строительства перерабатывающего завода, основанного на варианте переработки смеси ПБ и бензиновой фракции мощностью по сырью 400 тыс.тонн в год, составляет 25 млн.долларов США.

Строительство битумоперерабатывающих установок предполагается в блочном исполнении производительностью по 400 тыс.тонн в год. Ввод в эксплуатацию блоков производится очередями по мере наращивания объемов добычи битумов.

Однако для строительства единого комплекса, состоящего из добывающих и перерабатывающих единиц, необходимо решение вышестоящих органов, позволяющих поставлять на переработку по трансфертным ценам и без уплаты налогов на недропользование. Для этого необходимы усилия госструктур Республики Татарстан. Однако результаты этих усилий трудно предсказуемы.

Поэтому необходимо использовать и другие решения, не связанные с решениями федеральных органов государственной власти и потому более прогнозируемые и надежные.

Прежде всего, нужно использовать новейшие разработки, позволяющие если не полностью избежать, то намного ослабить трудности освоения ПБ. А они связаны с их высокой вязкостью и плотностью, а также высоким содержанием серы и металлов. В связи с практической невозможностью их трубопроводного транспорта возникает необходимость рассмотрения варианта переработки (или облагораживания) в регионе их добычи.

Казанским государственным технологическим университетом совместно с ОАО «ВНИИУС» разработана сольвентная технология переработки ПБ и нефтяных остатков с возможностью получения накопленных битумных материалов. Она позволяет разделить тяжелое нефтяное сырье (в том числе ПБ) на две части. Легкая часть, доля которой может достигать до 60% от исходного сырья, обладает более привлекательными физико-химическими характеристиками. Она имеет более легкий фракционный состав, меньшую плотность, значительно более низкую вязкость, в два раза меньшее содержание серы и практически полное отсутствие металлов. Эта часть транспортабельна по трубопроводному транспорту и может перерабатываться с использованием традиционных технологий.

Тяжелая часть является прекрасным сырьем для производства широкого ассортимента товарных битумов и битумополимерных материалов. Организации производства таких материалов в Татарстане благоприятствует наличие в республике крупных мощностей по производству различных полимеров.

Разработанный аппарат, кроме разделения нефтяного сырья по принципу однократного испарения, позволяет разделить и жидкую фазу на легкую и тяжелую части. При этом легкая часть обогащается углеводородами, а тяжелая - асфальто-смолистыми соединениями. Гетероатомные соединения (сернистые, кислородные, азотистые) преимущественно концентрируются в тяжелой части. Это улучшает адгезионные характеристики битумной продукции. Такое перераспределение компонентов благоприятно влияет и на качество легкой части как сырья для производства топлив, и на качество тяжелой как сырья для производства битумной и битумополимерной продукции.

Технология облагораживания природных битумов с использованием разработанного КГТУ аппарата проста, не требует сложного, дорогостоящего оборудования и может быть реализована в нефтепромысловых условиях.

Одним из вариантов использования легкой части природных битумов рассматривается использование ее как сырья для намечаемого нефтеперерабатывающего завода мощностью 3 млн.тонн в год.

Для переработки тяжелой части можно применить ряд технологий, указанных в приложении 2.

Большие перспективы имеет организация производства водобитумных эмульсий для ТЭЦ Татарстана. Они будут востребованы при дальнейшем росте цен на природный газ. Энергетикам надо уже сейчас менять свои подходы к использованию этого источника.

Точные стоимостные и технические характеристики заводов переработки ПБ можно привести только после разработки проектов различных вариантов их конфигурации, мест размещения и проведения технико-экономического анализа.

Предварительные стоимостные и технические характеристики инновационных технологий переработки (электронно-лучевая обработка, водобитумные эмульсии) возможно представить после завершения научных исследований специализированными институтами (2006 год).

Стратегия развития переработки ПБ. Необходимо первоочередное проектирование и строительство установок производства водобитумных эмульсий и «синтетической нефти» с помощью радиационно-термического крекинга. Это позволит в кратчайшие сроки и с привлечением небольших инвестиций решить задачи:

транспортировки с использованием трубопроводного транспорта;

реализации добываемых ПБ во время строительства заводов по переработке по другим технологиям;

обеспечения возможности постепенного наращивания объемов добычи к моменту запуска других перерабатывающих производств, что будет способствовать увеличению показателей загрузки их мощностей сразу после пуска.

Далее должны быть реализованы следующие мероприятия:

проектирование блочных битумперерабатывающих установок различной конфигурации и производительности;

разработка многовариантного ТЭО переработки и транспортировки ПБ;

строительство блочных битумперерабатывающих установок в соответствии с ТЭО;

разработка инновационных технологий переработки ПБ;

создание комплекса пилотных установок для отработки нетрадиционных технологий получения углеродных волокон, неокисленных битумов, этилена, пропилена, металлов, металлоорганических топлив, водобитумных эмульсий и т.д.;

расширение ассортимента продуктов переработки ПБ на существующих мощностях блочных установок.

7. Газовая отрасль

Природный газ в основном обеспечивает потребность Республики Татарстан в первичных энергоресурсах.

Основной потребитель газа в Республике Татарстан - энергетическая отрасль, ежегодно использующая более 10 млрд.куб.метров газа (более 70% внутреннего потребления). Спрос на газ со стороны энергетических компаний постоянно растет, в первую очередь, в результате действия экономических факторов (низкие цены и ряд дополнительных преимуществ по сравнению с другими видами топлива). За счет этого к началу 2006 года доля природного газа в топливном балансе ОАО «Татэнерго» составила более 99 %.

Начиная с 2000 года потребление газа в Республике Татарстан стабилизировалось на уровне 14-14,5 млрд.куб.метров в год. В обозримой перспективе потребление газа в республике будет возрастать.

Сегодня 1% общеэкономического роста требует прироста потребления газа не менее чем на 0,5%. Ориентация на заявленные темпы экономической динамики на уровне в 6-8% ВВП в год предполагает как минимум 3-4 процентный рост годового потребления газа. В то же время применение топливосберегающих технологий будет способствовать снижению удельного расхода газа при производстве электрической и тепловой энергии. С учетом этих факторов ежегодная потребность в газе может достигнуть к 2020 году 17 млрд.куб.метров (рис.17).

Следует отметить, что газовая промышленность не только стабилизирует экономику, но и способна обеспечить прорыв в новый технологический уклад, ресурсно поддержать коренные структурные преобразования в экономике. Для достижения этих целей предусматривается решение следующих основных задач:

а) рациональное использование приобретаемого газа:

в промышленности,

в энергетике,

на коммунально-бытовые потребности с соответствующим развитием газификации,

на обеспечение нетопливных нужд, то есть в качестве сырья для химической промышленности,

на производство моторного топлива;

б) развитие газотранспортной инфраструктуры.

В масштабах России важное значение придается газификации регионов. Республика Татарстан занимает лидирующее положение по показателям газификации в России.

В результате успешной реализации Соглашения между Правительством Республики Татарстан и РАО «Газпром» по завершению газификации районов, городов и сельских поселений Республики Татарстан природным газом от 05.08.95г., а также Программы газификации Республики Татарстан к началу 2006 г. уровень газификации Республики Татарстан превысил 98 %.

Количество газифицированных природным газом квартир достигло 1239,1 тысячи, в том числе в городах и рабочих поселках - 917,9 тысячи, в сельской местности - 321,2 тысячи.

Протяженность магистральных газопроводов на территории Республики Татарстан - 5163,8 км. Протяженность распределительных газопроводов составляет 35256,5 км, в том числе в городах и поселках городского типа - 8111,6 км, в сельской местности - 27144,9 км.

Работы по развитию газификации будут продолжены с учетом строительства жилья и объектов социальной инфраструктуры, а также роста потребностей промышленных предприятий.

Природный газ - более богатый по своим свойствам ресурс, чем просто топливо для котельных. Будущее за широкомасштабными программами по его глубокой переработке. Предусматривается переориентация использования газа с топливных на сырьевые цели, что обеспечит рост производства с более высокой добавленной стоимостью.

Особую актуальность приобретает использование природного газа в качестве моторного топлива для автомобильного транспорта, что поможет решить двуединую задачу улучшения экологической обстановки в Республике Татарстан и достижения долгосрочной энергообеспеченности. К 2020 г. планируется увеличить поставки компримированного природного газа для заправки автотранспортных средств в 2,9 раза по сравнению с 2000 г. и в 2,2 раза по сравнению с 2005 г. (рис.18).

Еще одним из альтернативных видов моторного топлива является сжиженный нефтяной газ. Его рынок в Республике Татарстан также будет развиваться. Использование сжиженного нефтяного газа для заправки автотранспорта увеличилось в 3 раза по сравнению с 2000г. и в 1,3 раза - по сравнению с 2005г. (рис.19).

В то же время, в связи с практически полной газификацией Республики Татарстан, сжиженный газ утратит свои позиции в структуре рассредоточенных потребителей. Его поставки для бытовых нужд будут постоянно снижаться и составят к 2020 г. не более 10 % уровня 2000г. (рис.20).

Как указывалось выше, чрезмерная ориентация потребителей на преимущественное использование газа в производстве электрической и тепловой энергии вызвана деформацией ценовых соотношений на взаимозаменяемые энергоресурсы. Так, цены на газ были в 3-5 раз (в летний и зимний периоды соответственно) ниже цен на мазут и в 1,5-2 раза ниже цен на уголь.

Рис.19. Динамика поставок сжиженного нефтяного газа для заправки автотранспортных средств по годам

Рис.20. Динамика поставок сжиженного газа для бытовых нужд потребителей Республики Татарстан по годам

Реальное воздействие низких цен на газ этими факторами не ограничивается. Кроме того, дешевый газ является одним из главных тормозов инвестиционного процесса в энергетике, поскольку:

отсутствуют стимулы для газосбережения;

электростанции и тепловые котельные, работающие на мазуте, вместо создания более совершенных систем по подготовке и сжиганию традиционных видов топлива добиваются перехода на газ в стремлении получить дополнительные доходы;

наличие доступной системы «экономии затрат» на топливо за счет перехода на газ делает ненужной для энергетических предприятий работу по экономии других видов топлива.

Таким образом, приведение цен на газ к паритету с другими видами топлива является важнейшим шагом в развитии рыночных реформ.

В настоящее время доля природного газа, получаемого непосредственно от газоснабжающей организации, в себестоимости продукции промышленных предприятий Республики Татарстан (кроме энергетики) составляет 0,63%. Поэтому повышение цен, рассчитанное на несколько лет, не изменит существенным образом структуры затрат и не приведет к падению конкурентоспособности республиканской продукции, особенно если рост цен на газ будет компенсироваться внедрением газосберегающих технологий.

Энергетическая стратегия России на период до 2020г. предусматривает поэтапное повышение цен на природный газ.

На первом этапе (к 2006 году), как и прогнозировалось, оптовая цена газа достигла 40 долларов США за 1000 куб.метров.

Второй этап (завершится к 2010 году) - средняя рыночная цена газа повысится до 59-64 долларов США за 1000 куб.метров.

К 2020 г. по разным вариантам возможен рост цен до 138 долларов США за 1000 куб.метров.

Указанная динамика цен на газ позволит не только стимулировать энергосбережение, но и рационализировать соотношение цен на топливно-энергетические ресурсы.

При этом «отпуск цен» не означает, что тарифы на газ будут расти бесконтрольно. Стихийный рост цен будет сдерживаться конкуренцией между разными производителями газа, а также межтопливной конкуренцией «газ-мазут-уголь». При этом оптимальным соотношением цен между газом и углем является 1,6-2,0 к 1,0.

Уже к 2015 г. цена газа превысит среднегодовую цену угля и мазута (рис.21).

Поэтому с учетом опережающего роста цен на газ по сравнению с другими видами топлива потребителям газа необходимо будет предусмотреть переоборудование своих топливных хозяйств на мазут и уголь, которые в настоящее время используются в основном в качестве резервных видов топлива. В первую очередь это касается промышленности и энергетики, так как перевод на более дешевое топливо позволит стабилизировать динамику себестоимости и в конечном счете будет способствовать устойчивой конкурентоспособности промышленной продукции.

Одновременно с индексацией цен на газ будет активно развиваться торговля газом по свободным ценам. Наряду с ресурсами независимых производителей газа, в нее будут включаться с ежегодным нарастанием объемы газа, добываемого ОАО «Газпром».

Процесс перехода к рыночному ценообразованию будет проходить в течение адаптационного периода, во время которого продолжит функционировать двухсекторная модель рынка:

1. С ценами, которые регулирует государство, - для социально значимых потребителей (бюджетных организаций, коммунально-бытовой сферы), а также для предприятий перерабатывающей промышленности, использующих газ в качестве сырья и на технологические нужды. В рамках регулируемого сектора полностью обеспечивается поставка газа по тарифам, устанавливаемым Федеральной службой по тарифам России. Станции, вырабатывающие электричество и тепло на газе, которые получены по регулируемым ценам, не имеют права продавать свою продукцию по свободным ценам.

2. С ценами, не регулируемыми государством. Новые потребители, за исключением социально значимых категорий, должны будут покупать весь газ в нерегулируемом сегменте рынка. Электроэнергия, продаваемая газовыми электростанциями в нерегулируемом секторе рынка электрической энергии и мощности, должна производиться только на газе, покупаемом в нерегулируемом сегменте рынка газа.

Цена газа в регулируемом и в нерегулируемом секторах рынка газа будет состоять из двух основных составляющих: стоимости добычи газа и тарифа на его транспортировку, устанавливаемого Федеральной службой по тарифам России. Транспортный тариф должен быть одинаковым в обоих секторах и оплачиваться только потребителями газа.

Доля нерегулируемого сектора будет постоянно возрастать, и к 2010г. он станет превалирующим.

В конечном итоге предусмотренные меры ценового (тарифного) и налогового регулирования позволят повысить конкуренцию на рынке газа и ограничить рост цен на него за счет устранения диспропорций цен на энергоресурсы.

7.1.Строительство подземного газохранилища в Республике Татарстан

Одним из возможных путей решения вопроса обеспечения надежности газоснабжения потребителей республики и выравнивания сезонной неравномерности газопотребления за счет создания резерва во время избытка газа в летний период является строительство подземного газового хранилища.

ООО «Таттрансгаз» совместно с соответствующими структурами ОАО «Газпром» изучает возможность строительства подземного газохранилища в Алексеевском районе Республики Татарстан.

Вместимость подземного газохранилища ориентировочно составит 1500 млн.куб.метров, из них 750 млн.куб.метров образуют буферный запас газа и 750 млн.куб.метров - запас активного газа, откачка которого для поддержания газоснабжения потребителей Республики Татарстан сможет составлять 7-10 млн.куб.метров в сутки.

7.2. Прогноз развития сети газопроводов в Республике Татарстан до 2020 года

В целях дальнейшего развития и совершенствования газотранспортной системы в Республике Татарстан за период до 2020г. предполагается ввести в эксплуатацию 132 км магистральных газопроводов.

Так, планируется построить газопровод-перемычку между населенными пунктами Кутлу-Букаш и Берсут протяженностью 25 км. В целях увеличения пропускной способности действующих газопроводов намечено строительство лупинга (параллельного газопровода) на автоматизированной газораспределительной станции Нурлат протяженностью 42 км.

Кроме того, намечена реконструкция участка газопровода Миннибаево-Казань протяженностью 65 км.

По расчетам ООО «Таттрансгаз», на осуществление этих мероприятий потребуется около 2 млрд. рублей в ценах 2006 года.

II. ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ОТРАСЛЬ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

8. Энергоэффективность

Для оценки эффективного использования энергоресурсов в Республике Татарстан используется индикатор энергоемкости валового регионального продукта (далее - ВРП) как отношение объемов потребляемых первичных энергоносителей (газ, мазут, уголь) в тоннах условного топлива к ВРП в сопоставимых ценах 2000 года, динамика которого представлена на рисунке 22. Наблюдается постепенное снижение индикатора, что свидетельствует о снижении энергоемкости ВРП в натуральных показателях по первичным энергоносителям. Снижение индикатора энергоемкости в 2004г. составило 7,7% к уровню 2003г. и 24,5% - к уровню 2000г. Среднегодовые темпы снижения энергоемкости внутреннего регионального продукта Республики Татарстан составили 5,6%, что практически вдвое превосходит темпы снижения энергоемкости внутреннего валового продукта России, запланированного Энергетической стратегией Российской Федерации.

Рис.22. Энергоемкость ВРП Республики Татарстан в сопоставимых ценах 2000 года по первичным энергоносителям (т. у. т./млн.рублей)

Долгосрочные перспективы роста экономики и благосостояния граждан Республики Татарстан предопределяют увеличение спроса на энергетические ресурсы.

Ориентация экономики республики на энергоемкий рост, не подкрепленный широкомасштабным внедрением энергоэффективных технологий, угрожает, с одной стороны, консервацией технологической отсталости и потерей конкурентоспособности производственного сектора республики, а, с другой, - лавинообразной интенсификацией внутреннего спроса на энергоресурсы, в результате которой даже при достижении максимальных технически реализуемых показателей роста их производства спрос на них не будет обеспечен предложением. Такой путь развития неминуемо влечет за собой кризис дефицита энергетических ресурсов.

В этих условиях особое значение приобретает реализация государственной республиканской политики управления спросом на энергетические ресурсы и энергоэффективности.

За последнее десятилетие только наиболее энергоемкие промышленные предприятия республики активно занимались внедрением энергосберегающих производственных технологий. Между тем снижение энергоемкости внутреннего валового продукта на один процент способно обеспечить его рост на 0,4 %.

Перестройка структуры экономики в сторону высокотехнологичных и менее энергоемких производств и технологические меры экономии энергии должны позволить снизить энергоемкость ВРП на 25-27% к 2010 г. и на 45-55% - к 2020 г. по сравнению с уровнем 2003 г. (рис.23).

Рис.23. Прогноз энергоемкости ВРП по первичным энергоносителям (т.у.т./млн.рублей)

Особое внимание следует уделить внедрению мероприятий, позволяющих обеспечить снижение потребления электрической энергии и газа.

Основной мерой в области управления спросом на тепловую энергию должно стать расширение сферы применения рыночных цен, складывающихся под влиянием спроса и предложения и способных адекватно идентифицировать реальную потребительскую ценность тепловой энергии с учетом наличия у потребителей значительного потенциала сокращения ее расхода.

Эти преобразования должны проводиться поэтапно, чтобы позволить потребителям энергетических ресурсов, в первую очередь промышленным предприятиям, заблаговременно адаптировать производственные процессы к новым требованиям рынка, осуществить капиталоемкие мероприятия по техническому перевооружению производства и форсированному внедрению энергосберегающего оборудования и технологий.

Повышение энергоэффективности достигается не только за счет привлечения финансовых ресурсов и правильных технических решений, но и за счет планирования, управления и контроля.

Необходимо продолжить работу в республике по совершенствованию системы индикативного управления энергоэффективностью. На основе индикаторов энергоэффективности нужно определять задания министерствам, ведомствам и органам местного самоуправления по их снижению.

Особое значение приобретают методы экономической мотивации энергосбережения. Необходимо разработать нормативы энергоэффективности и ввести экономическую систему стимулирования. Плата за применение неэнергоэффективного оборудования должна ежегодно повышаться и стимулировать действия по его модернизации или замене. Должна быть введена значительная разовая плата за установку нового неэнергоэффективного оборудования, чтобы ликвидировать возможности застройщика снижать стоимость строительства, пренебрегая энергоэффективностью.

Необходимо ужесточить борьбу с расточительным расходованием энергоресурсов, превышающим разумные параметры.

Прямое бюджетное финансирование мероприятий по энергосбережению редко приводит к значительным долговременным результатам, так как не выполняется мониторинг осуществляемых проектов с оценкой реального экономического эффекта и отчуждением сэкономленных средств из общего финансового оборота для компенсации затрат, поощрения персонала и выполнения последующих мероприятий. Экономия не приводит к цепной реакции еще большей экономии.

Необходимо применять методы кредитования разницы в стоимости энергоэффективного и обычного оборудования с возвратом кредита из средств, полученных в результате будущей экономии. Необходима разработка методики и системы кредитования частных застройщиков для стимулирования их к применению энергоэффективного оборудования.

Важным инструментом государственной политики является поддержка и стимулирование эффективного бизнеса в области энергосбережения. Государственный протекционизм в отношении данного вида бизнеса, пока слабо развитого в республике, позволит сформировать экономических агентов, предлагающих и реализующих наиболее оптимальные научные, проектно-технологические, производственные решения, направленные на снижение энергоемкости производства и потребления.

Необходимо вывести поддержку энергосберегающего бизнеса на качественно новый уровень, предполагающий переход от прямой финансовой помощи со стороны государства на льготных условиях к формированию системы реализации эффективных бизнес-проектов в соответствующей сфере, страхования коммерческих и некоммерческих рисков.

9. Современное состояние энергетического комплекса Республики Татарстан

Основным производителем тепловой и электрической энергии в Республике Татарстан является ОАО «Татэнерго». На его дочернем предприятии - ОАО «Генерирующая компания» вырабатывается практически вся электроэнергия и значительная доля тепловой энергии. ОАО «Татэнерго» является одной из крупнейших энергосистем Российской Федерации. В составе ОАО «Татэнерго» функционируют 9 тепловых электростанций (7 ТЭЦ и 2 ГРЭС), одна гидроэлектростанция и 3 районных котельных г. Казани. Установленная электрическая мощность на 01.01.2006г. составляет 6986 МВт. В настоящее время 40-50% установленной мощности электростанций не используется. Протяженность электрических сетей высокого напряжения составляет 6,6 тыс.км, среднего - более 28 тыс.км и низкого - более 25 тыс.км.

Сетевые предприятия ОАО «Татэнерго» эксплуатируют более 13 тыс. трансформаторов и комплексных подстанций.

Снабжение населения и бюджетных потребителей тепловой энергией, кроме ОАО «Татэнерго», осуществляется 14 предприятиями тепловых сетей и 56 межотраслевыми производственными предприятиями жилищно- коммунального хозяйства, а также ведомственными котельными.

Исторически сложившееся деление энергосистемы по электрической части на энергорайоны следующее:

Казанский энергорайон с тремя тепловыми электростанциями - казанские ТЭЦ-1,2,3 с суммарной установленной электрической мощностью 770 МВт;

Закамский энергорайон, где расположены крупнейшие в Российской Федерации ГРЭС (Заинская) и ТЭЦ (Нижнекамская, Набережночелнинская), а также Нижнекамская ГЭС суммарной установленной электрической мощностью 6055 МВт.

Альметьевско-Бугульминский энергорайон, где расположена одна из старейших электростанций татарстанской энергосистемы - Уруссинская ГРЭС установленной мощностью 161 МВт.

Основные проблемы энергетической отрасли Республики Татарстан следующие:

значительный физический и моральный износ основных производственных фондов: физический износ достигает 52,8 %. Рост износа основных фондов в период с 1990г. составил 8,9 %. Такая ситуация объясняется недостаточной инвестиционной привлекательностью энергетики, необходимостью значительных капитальных вложений, высокими сроками окупаемости мероприятий по модернизации предприятий энергосистемы. Вместе с тем уровень потерь в сетях ОАО «Татэнерго» составляет 9,7%, 19,1% - в сетях, переданных ГУП РПО «Таткоммунэнерго» ОАО «Татэлектросеть», и 18,7% - в сетях, передаваемых ГУП РПО «Татсельжилкомхоз». Несмотря на то, что уровень потерь в сетях ОАО «Татэнерго» является одним из самых низких в стране, указанное значение выше по сравнению со значениями сетевых потерь в промышленно развитых странах мира (4-5%). Кроме того, доля потерь по сравнению с 1991г. выросла на 18,4 %;

ориентация энергосистемы на один вид топлива (природный газ). Объем потребления топлива предприятиями энергосистемы составил в 2005г. 10,6 млн.т.у.т., из них доля газа - 99,5 %. Ситуация осложняется зависимостью потребителей от поставок газа из-за пределов республики, политикой ОАО «Газпром», направленной на неуклонное снижение поставок газа по регулируемым ценам, а также высокими темпами роста цен на газ в перспективе.

Однако, несмотря на указанные проблемы, энергосистеме Республики Татарстан удается решать главную задачу: обеспечение надежного, бесперебойного и достаточно эффективного снабжения потребителей электрической и тепловой энергией.

9.1. Структура производства и потребления электрической энергии

В период с 1991 по 2005 год объем внутреннего потребления электрической энергии в Республике Татарстан снизился на 4,31 млрд.кВтч, или на 17,9 %.

Анализ показывает, что снижение потребления электрической энергии наблюдалось практически во всех отраслях, за исключением потребления электроэнергии жилищно-коммунальным хозяйством, населением и другими отраслями. Наиболее значительное снижение отмечалось в нефтедобывающей отрасли (на 34,6%), сельском хозяйстве (на 56,8%). Общее снижение потребления электрической энергии в промышленности составило 5,43 млрд.кВтч, или 31,4 %. В то же время возросло потребление электроэнергии у ряда групп потребителей (рис.24, 25).

Представленные показатели свидетельствуют о значительном снижении производства электрической энергии в 2005г. по сравнению с 1991г. (на 36,8%). Это объясняется целым рядом причин: имевшими место кризисными явлениями в экономике в целом и падением производства в энергоемких отраслях республики и, как следствие, снижением валового регионального продукта (около 15% по сравнению с 1991г.) и прекращением с начала 90-х годов поставок электроэнергии за пределы Республики Татарстан. В 1990г. за пределы Республики Татарстан объем поставки электрической энергии составлял 7,1 млрд.кВтч в год, или 19,7 % общего объема производства. Отпуск тепловой энергии в 2005г. снизился на 32% от уровня 1991 года. Однако в связи со стабилизацией социально-экономической ситуации, увеличением объемов производства в последние годы наблюдается рост выработки электрической и тепловой энергии, при этом опережающими темпами растет объем выработки электрической энергии.

Рис.24. Динамика потребления электрической энергии отраслями народного хозяйства Республики Татарстан в 1991 и 2005 гг., млн.кВтч

Производство электрической энергии Республики Татарстан базируется в основном на тепловых электростанциях. На них вырабатывается 91-92% электрической энергии, на долю Нижнекамской ГЭС приходится 8-9% выработки. Среди тепловых электростанций доля электрической энергии, производимой на ТЭЦ, составляет 50-52%, оставшиеся мощности (38-42%) приходятся на Заинскую и Уруссинскую ГРЭС.

В разрезе станций наибольшее снижение производства наблюдалось на Уруссинской ГРЭС (на 63%), Нижнекамской ТЭЦ-2 (на 47,9%) и Заинской ГРЭС (на 37,2%). Указанные явления обусловлены тем фактом, что данные станции в основном ориентированы на крупных промышленных потребителей (ОАО «Татнефть», ОАО «Нижнекамскнефтехим», ОАО «Нижнекамскшина», ОАО «КАМАЗ») и снижением их объемов производства. В то же время увеличилась выработка электрической энергии на Нижнекамской ГЭС (на 30,1%) и Казанской ТЭЦ-2 (на 22,4%).

В последние годы наблюдается рост производства электрической энергии. Так, в 2005г. было выработано на 0,08 млрд.кВтч электроэнергии больше, чем в 2004 году.

Рис.25. Структура потребления электроэнергии в Республике Татарстан

в 1991 г. и в 2005 г . (%)

В энергосистеме Республики Татарстан имеется значительный объем незагруженных мощностей (45-50% при пиковых нагрузках) при нормативе резервных мощностей в пределах 6 %.

9.2. Структура производства и потребления тепловой энергии

Отпуск тепловой энергии ОАО «Татэнерго» в 1991-2005гг. сократился с 45,02 млн.Гкал в 1991г. до 30,63 млн.Гкал в 2005г., что составляет 68% к уровню 1991 года. В разрезе электростанций наибольшее снижение приходится на Нижнекамскую ТЭЦ-2 (отпуск тепловой энергии в 2005г. составил 57% к уровню 1991г.), Казанскую ТЭЦ-1 (54,3%), Набережночелнинскую ТЭЦ (61%). Уровень потребления тепловой энергии остается практически неизменным с 1995 года. Незначительные колебания вызваны, в основном, сезонными особенностями. В последние годы наметился рост объемов производства промышленности. Связанный с этим рост потребления тепловой энергии компенсируется широкомасштабным внедрением мероприятий по энергосбережению.

Потребности в тепловой энергии объектов жилищно-коммунального хозяйства и населения обеспечиваются в значительной степени предприятиями ГУП РПО «Таткоммунэнерго» и ГУП РПО «Татсельжилкомхоз». Снижение отпуска тепловой энергии ГУП РПО «Таткоммунэнерго» составило 2,5 раза (2,66 млн.Гкал в 2005г. против 6,64 млн.Гкал. в 1991г.). Отпуск тепловой энергии предприятием ГУП РПО «Татсельжилкомхоз» в 2003г. увеличился по сравнению с 1991г. в 2,95 раза и составил 0,77 млн.Гкал. (в 1991г. - 0,261 млн.Гкал.) (рис.26). Подобная динамика обусловлена как изменениями в объемах потребления тепловой энергии, так и изменениями в организационной структуре предприятий.

9.3. Прогноз производства и потребления электрической и тепловой энергии

В связи со стабилизацией общей экономической ситуации в Республике Татарстан и ростом промышленного производства в последние годы наблюдается увеличение потребления электрической и тепловой энергии. В дальнейшем прогнозируется рост потребления электрической энергии: в 2010г. - на 20-22% по сравнению с 2004г., в 2015г.- на 38-40 %, а к 2020г. - на 55-65 %. Соответственно будут расти и пиковые нагрузки энергосистемы (до 5000 МВт к 2020г.). Кроме того, в связи с началом полноценного функционирования оптового рынка электрической энергии перед энергосистемой республики ставится задача выхода на общероссийский рынок с предложениями по продаже электрической энергии (не менее 6 млрд.кВтч к 2020г.). Вместе с тем возможна продажа электрической энергии в секторе свободной торговли в зависимости от имеющегося спроса дополнительно до 2 000 млн.кВтч с учетом ввода новых генерирующих мощностей (рис.27-31).

Рис.26. Динамика отпуска тепла в Республике Татарстан по годам,

тыс.Гкал

Рис.27. Производство и потребление электрической энергии в Республике

Татарстан (1991-2005гг. - факт, 2010-2020гг. - прогноз), млн.кВтч

Рис. 28. Сценарий динамики годовых пиковых нагрузок в

Республике Татарстан, МВт

Рис. 29. Прогноз структуры потребления электрической энергии отраслями

промышленности в 2010 году, %

Рис. 30. Прогноз структуры потребления электрической энергии отраслями промышленности в 2015 году, %

Рис. 31. Прогноз структуры потребления электрической энергии отраслями промышленности в 2020 году, %

Производство тепловой энергии также имеет тенденцию к увеличению. Планируемый рост в 2010г. составляет 16%, в 2015г. - до 18%, в 2020г. - до 19% по сравнению с 2004 годом (рис.32). Необходимо отметить, что в связи с реформированием системы жилищно-коммунального хозяйства произойдет реорганизация предприятий коммунальной энергетики. Это может привести к некоторым изменениям структуры выработки между предприятиями отрасли при сохранении общего количества производимой тепловой энергии.

Рис. 32. Прогноз отпуска тепловой энергии в Республике Татарстан

по годам (тыс.Гкал)

В настоящее время значительная часть тепловой энергии производится централизованными источниками в условиях комбинированной выработки. В перспективе планируется увеличить эту долю как за счет перераспределения нагрузок в пользу источников, работающих на комбинированной выработке, так и за счет модернизации и реконструкции установок на существующих ТЭЦ, а также за счет надстройки газотурбинными установками централизованных котельных.

10.Основные направления развития энергосистемы Республики Татарстан

Стратегическими целями развития энергетики Республики Татарстан являются:

надежное снабжение всех потребителей Республики Татарстан электрической и тепловой энергией;

обеспечение полноценного функционирования энергосистемы во взаимодействии с единой энергосистемой Российской Федерации в рыночных условиях;

повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития энергетической отрасли на базе новых современных технологий;

снижение уровня негативного воздействия на окружающую среду.

Для реализации этих целей первостепенное значение имеет соответствующая модернизация основных средств энергосистемы.

Модернизация энергосистемы Республики Татарстан должна основываться на следующих принципах:

1.Приоритетный ввод объектов, обеспечивающих комбинированное производство электрической и тепловой энергии, снижение удельных расходов топлива, а также уменьшающих негативное воздействие на окружающую среду с вытеснением действующих газовых котельных в зону пиковых тепловых нагрузок.

2. Максимальное использование систем централизованного тепло-снабжения.

3. Обеспечение конкурентоспособности электрической энергии, производимой энергосистемой. Это является особенно актуальным в условиях начала полноценного функционирования рынка электрической энергии.

4. Внедрение мероприятий, позволяющих осуществлять поэтапное развитие и возможность адаптироваться к изменению условий функционирования (изменение нагрузки, развитие электростанций, реверс потоков мощности, заключение и реализация договоров на поставку электроэнергии за пределы Республики Татарстан).

5. Внедрение мероприятий, которые при минимальных затратах способны дать большой экономический эффект: модернизация действующего оборудования и ввод объектов незавершенного строительства.

6. Дифференциация используемых видов топлива. Как уже отмечалось выше, в настоящее время использование газа составляет 99,5 процента. Однако в перспективе возможно изменение соотношения цен между природным газом и мазутом. В связи с этим энергопроизводители должны обеспечить технологию использования мазута в качестве топлива и наличие мазутного хозяйства на станциях и в котельных.

7. Обеспечение условий опережающего темпа роста ввода генерирующих мощностей по сравнению с ростом валового внутреннего продукта Республики Татарстан с целью обеспечения экономического подъема Республики Татарстан и роста капитализации энергокомпании.

8. Обеспечение условий опережающего развития инфраструктуры электроснабжения городов и районов Республики Татарстан для создания возможности присоединения потребителей.

Развитие энергосистемы направлено на обеспечение растущей потребности Республики Татарстан в электрической и тепловой энергии с учетом развития конкурентного рынка электрической энергии.

Задача обеспечения конкурентоспособности ОАО «Татэнерго» на оптовом рынке электроэнергии и мощности и надежного энергоснабжения потребителей республики решается путем формирования программы развития генерирующих мощностей на базе новых технологий (ГТУ, ПГУ и т.д.). В 2005 году введена в опытную эксплуатацию ГТУ-50МВт на Казанской

ТЭЦ-1. В 2006-2020гг. планируется ввод еще целого ряда газотурбинных установок: ГТУ-215МВт на Нижнекамской ТЭЦ, ГТУ-12МВт на Уруссинской ГРЭС, ПГУ-95МВт на Казанской ТЭЦ-1, ГТУ-110МВт на Казанской ТЭЦ-3, ГТУ-36МВт на котельной «Азино», ПГУ-230МВт на Заинской ГРЭС.

Тенденция использования передовых энергоэффективных технологий с использованием комбинированной выработки целесообразна и на предприятиях тепловых сетей. Предусматривается ввод ГТУ-18МВт в г.Альметьевске, ГТУ-18МВт в г.Елабуге, ГТУ-12МВт в г.Бугульме, 2x6МВт в г.Зеленодольске, ГТУ-36МВт в г.Набережные Челны.

При сохранении тенденции роста цен на газовое топливо по сравнению с твердым (углем) не только с точки зрения энергетической, но и
экономической безопасности к 2010 г. целесообразно завершить работы по модернизации котлов 140 ата КТЭЦ-2 с монтажом 13-го котла и установкой турбины Тп-115. Суммарная мощность вновь введенных электрических мощностей в Республике Татарстан в 2005-2012гг. составит величину порядка 770-790МВт. 400 МВт мощностей предусматривается построить за счет собственных средств предприятий энергосистемы, а остальные мощностью 370-390 МВт - за счет средств основных потребителей энергоресурсов и инвесторов.

Предполагается постепенный вывод генерирующих мощностей в период до 2012 года в объеме 400 МВт: 20 МВт - на Казанской ТЭЦ-1, 106 МВт - на Уруссинской ГРЭС, 200 МВт - на Заинской ГРЭС, 60 МВт - на Нижнекамской ТЭЦ.

Одновременно с вводом генерирующих мощностей необходимо проведение комплекса работ по техническому перевооружению, модернизации, а также по оптимизации режимов работ существующего оборудования и перераспределению тепловых нагрузок. Проведение указанных работ способно дать эффект, эквивалентный вводу примерно 315 МВт генерирующих мощностей.

Кроме того, рост выработки электрической энергии возможен за счет внедрения в котельных республики газотурбинного оборудования, обеспечивающего комбинированное производство электрической и тепловой энергии.

В дальнейшем необходимо более интенсивное обновление генерирующих мощностей энергосистемы с вводом 1300-1400 МВт генерирующих мощностей на тепловых электростанциях путем установки газотурбинных и парогазовых установок. Также необходимо проведение работ по техническому перевооружению, модернизации, оптимизации режимов работ существующего оборудования и перераспределению тепловых нагрузок.

В случае подтверждения значительного роста электропотребления в республике в 2012-2015гг. следует рассмотреть возобновление строительства ТЭЦ в г.Елабуге на территории, примыкающей к особой экономической зоне «Алабуга».

Развитие энергосистемы предусматривает оптимизацию уровня водохранилища Нижнекамской ГЭС не позднее 2010г., что эквивалентно вводу мощностей в объеме 740 МВт (максимально возможная дополнительная мощность - 1160 МВт). При этом дополнительная выработка электроэнергии составит 1,4 млрд.кВтч в год. Это позволит поддерживать конкурентоспособ-ность энергосистемы Республики Татарстан на оптовом рынке электрической энергии и мощности Российской Федерации. Кроме того, экономия топлива за счет замещения выработки на тепловых электростанциях составит 480 тыс.тонн в год условного топлива, или 421 млн.куб.метров природного газа, а также отсутствие роста выбросов вредных веществ (окиси азота и серы в объеме 24 тыс.тонн в год.).

Необходимость подъема уровня водохранилища Нижнекамской ГЭС обусловлена, помимо прочего, тем фактом, что потребление электрической энергии в период до 2020г. будет возрастать гораздо более высокими темпами, чем потребление тепловой энергии (планируемый рост потребления электрической энергии в 2020г. составляет 55-65%, тогда как рост потребления тепловой энергии - не более 10% уровня 2003 года).

Таким образом, развитие энергосистемы предполагает ввод новых генерирующих мощностей не менее 4000 МВт, что позволит не только обеспечить снабжение потребителей Республики Татарстан электрической и тепловой энергий, но и продавать электроэнергию за пределы Республики Татарстан.

Организационные мероприятия по повышению эффективности функционирования энергосистемы должны включать в себя следующее:

1.Взаимодействие с федеральными органами государственной власти в области законодательного разграничения полномочий и ответственности в сфере регулирования энергетического сектора между органами исполнительной власти Российской Федерации, Республики Татарстан и органами местного самоуправления для достижения баланса интересов органов государственной власти, органов местного самоуправления, предприятий энергетической отрасли и потребителей энергоресурсов.

2. Объединение (в населенных пунктах Республики Татарстан, где присутствуют генерирующие мощности ОАО «Татэнерго», работающие на комбинированной выработке) тепловых сетей ОАО «Татэнерго» и муниципальных тепловых сетей в рамках одного предприятия, что определит ответственность предприятий за надежное теплоснабжение конечных потребителей.

3.Разработку действующих и перспективных схем электро-, тепло- и газоснабжения всех городов и районов Республики Татарстан и их своевременная реализация. При этом должны быть созданы организационно- правовые и экономические механизмы разработки новых генеральных планов энергоснабжения городов с учетом оптимальной структуры энергоресурсов и других факторов.

4.Создание условий для повышения инвестиционной привлекательности энергетической отрасли, привлечения частных инвестиций, возможно, с использованием государственных гарантий.

5.Снижение потерь при передаче и распределении электро- и теплоэнергии. В настоящее время уровень потерь электроэнергии составляет 9,7%, в то время как в развитых странах данная величина не превышает 4-5 %. Снижение потерь до мирового уровня должно стать одной из главных задач для предприятий электрических и тепловых сетей.

6. Снижение затрат электрической энергии на собственные нужды энергосистемы. Решение этой проблемы должно базироваться на внедрении комплекса организационных и технических мероприятий.

7. При проектировании строительства и реконструкции городов, сельских поселений и жилых микрорайонов проработка основных вопросов перспективного развития систем электро- и теплоснабжения на расчетный срок, выполнение расчетов электрических и тепловых нагрузок, формирование баланса с учетом минимизации потерь в электрических и тепловых сетях. В проектах должны быть предусмотрены площадки для станций (котельных), подстанций и трасс воздушных и кабельных линий электропередач 6 кВ и выше, магистральных и квартальных тепловодов.

10.1. Особенности развития систем теплоснабжения

Двумя основными альтернативами развития систем теплоснабжения являются их централизация и децентрализация (газовое и электроотопление).

В настоящее время основным способом теплоснабжения потребителей в крупных и средних городах Республики Татарстан является централизованное теплоснабжение.

Основными достоинствами систем централизованного теплоснабжения, которые достигаются при преимущественном использовании комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, являются экономия топливных ресурсов и снижение антропогенной нагрузки на окружающую среду. Однако для их достижения необходимы большие капиталовложения для модернизации генерирующих мощностей и тепловых сетей.

Децентрализация систем теплоснабжения предполагает использование источников тепла малой и средней мощности для обеспечения нужд отдельных потребителей. Использование автономных источников тепла позволяет снизить потери в тепловых сетях, выбросы продуктов химподготовки, свести к минимуму потери сетевой воды, исключить необходимость проведения большого объема работ по прокладке теплотрасс.

Необходимо оптимальное сочетание централизованных и децентрализованных систем отопления исходя из экономической целесообразности. Автономные системы теплоснабжения экономически оправданы в небольших населенных пунктах с малоэтажной застройкой и некоторых городских районах с объективно дорогим подключением к централизованным тепловым сетям.

В зонах, где централизованное теплоснабжение экономически оправдано, целесообразно добиваться подключения к ней максимального количества потребителей. В противном случае из-за высоких условно-постоянных затрат на транспорт тепла невозможно добиться прибыльности системы теплоснабжения. Отключение части потребителей от теплоснабжающей сети приводит к объективному удорожанию этой услуги для оставшихся потребителей и снижению технико-экономических показателей теплоснабжающей организации.

Анализ различных вариантов развития системы теплоснабжения показал, что оптимальным является вариант создания единой организации, осуществляющей общее оперативно-диспетчерское управление всей сетью в населенном пункте.

11. Использование альтернативных, нетрадиционных и возобновляемых источников энергии

11.1 Состояние ресурсной базы и перспективы использования углей

Татарстан обладает значительными ресурсами ископаемого угля. Известно 108 залежей угля, в том числе в отложениях франкского, визейского, казанского и акчагыльского ярусов. Промышленное значение могут иметь лишь залежи визейского угля, приуроченные к Южно-Татарскому (75 залежей), Мелекесскому (17 залежей) и Северо-Татарскому (3 залежи) районам Камского угольного бассейна. Глубина залегания залежей - от 900 до 1400 м. Выделены 95 залежей с прогнозными значениями категории Р1+Р2 в количестве 2,7 млрд.тонн и 4 залежи с запасами категории С2 - 704 млн.тонн.

Степень метаморфизма визейских углей соответствует каменноугольной, реже буроугольной группе. По марочному составу угли преимущественно длиннопламенные витринитовые (каменные, марки Д). Их зольность в пределах 15-26%, выход летучих веществ - 41-48%, сернистость - 3,1-4,2%, теплота сгорания - 29,9- 31,4 МДЖ/кг. По качественным показателям залежи каменного угля в Татарстане близки к эксплуатируемым месторождениям Подмосковного и Кизеловского бассейнов, а по ресурсам и запасам относятся к средним и мелким. Указанные обстоятельства, наряду с большой глубиной залегания, а также высокой газо- и водонасыщенностью продуктивных пластов месторождений Татарстана являются основными сдерживающими факторами освоения их шахтным способом.

В соответствии с ГОСТ 25543-88 угли могут быть использованы в энергетике для коммунально-бытовых нужд. В качестве технологического сырья они пригодны для производства генераторного газа, а длиннопламенные витринитовые угли ряда залежей перспективны для получения синтетического жидкого топлива, продуктов полукоксования и углеродных адсорбентов.

Угли ряда визейских залежей обладают высоким выходом летучих веществ и пригодны для освоения с помощью технологий подземной газификации. Геолого-экономическая оценка наиболее изученных визейских угольных залежей подтвердила возможную перспективность применения метода подземной газификации углей при цене газа не менее 4 долларов США за 1000 куб.метров и налоговых льготах в первые годы освоения месторождений. Кроме того, представляется весьма перспективным внедрение методов добычи угля на основе различных методов скважинной гидродобычи.

В перспективе угольная сырьевая база Республики Татарстан может рассматриваться как дальний стратегический резерв топливно-энергетического комплекса.

Во всем мире самым дешевым природным энергоносителем является ископаемый уголь. Его слабая конкурентоспособность в России вызвана государственным регулированием цен на природный газ при свободных ценах на топочный мазут и уголь. Если на 2002г. соотношение цен газ - энергетический уголь (в условном топливе) было 0,62:1, то к 2006г. благодаря опережающему росту газовых тарифов оно сможет выйти на уровень 1:1, а в 2010г. - на уровень 1,4:1 и в перспективе достичь соотношения 1,6-2:1. В обозримом будущем под действием рыночных законов естественный баланс на рынке энергоносителей будет восстановлен, что вновь повлечет увеличение потребления угольных ресурсов.

11.2. Лесные ресурсы

В настоящее время Республика Татарстан относится к малолесным регионам Российской Федерации. Площадь лесов составляет 1269,5 тыс.гектаров, или 16,9% площади территории республики, на одного жителя приходится 0,3 гектара лесной площади (по Российской Федерации соответственно 46% и 5,3 гектара). Общий запас насаждений составляет 160,87 млн.куб.метров, в том числе спелых и перестойных - 30,27 млн.куб. метров, или 18,8 %.

За 2002г. освоение лесосеки составило 484,1 тыс.куб.метров, или 35,3% расчетной лесосеки, в том числе по хвойным породам - 73%, по твердолиственным - 17%. Основной причиной недоиспользования лесосек является отсутствие необходимых производственных мощностей по переработке лиственных пород, а также недостаточный спрос на них на лесотоварном рынке. Значительное недоиспользование расчетной лесосеки по лиственным породам ведет к накоплению перестойных насаждений, снижает качественные показатели лесного фонда, а также наносит существенный экологический ущерб.

Потребление лесных ресурсов в качестве дров для отопления представлено в таблице 14.

Таблица 14

Потребление лесных ресурсов в качестве дров для отопления

Наименование показателя

Годы

Дрова для отопления, тыс.куб.метров

112,175

108,78

117,0

108,158

106,0

105

Анализ указанной таблицы позволяет сделать вывод о том, что потребление дров для отопления остается практически на неизменном уровне.

Общее количество древесных отходов, образующихся в процессе производства и потребления, составляет 49,72 тыс.тонн, или 5% общей массы отходов производства и потребления в Республике Татарстан. Анализ показывает, что организованный селективный сбор позволит извлечь из общей массы до 19,9 тыс.тонн древесных отходов (в топливном балансе Республики Татарстан это составляет 0,086%).

11.3. Малая гидроэнергетика

В настоящее время в Российской Федерации действуют более 300 малых ГЭС общей мощностью около 1300 тыс.кВт. Эти ГЭС различны по конструктивным решениям и техническому уровню - от управляемых вручную до полностью автоматизированных, работающих без дежурного персонала.

Малые ГЭС обеспечивают энергоснабжение отдельных потребителей, изолированных от энергосистемы, но большая их часть подключена к местным энергосистемам.

По мнению специалистов, к классу малых ГЭС по экономическим соображениям должны относиться ГЭС мощностью от 50-100 кВт (микро-ГЭС) до 4000-6000 кВт (малая ГЭС).

Для создания таких мощностей возможны технические решения, принципиально отличные от традиционных, разработанных для более крупных ГЭС, в том числе:

строительство бесплотинных водозаборов;

создание водохранилищ, затопление которых не превышает максимально паводочного уровня;

внерусловое расположение зданий гидроэлектростанций;

использование энергии естественных перепадов водотока.

Эти положения послужили руководством при разработке принципиальной схемы размещения малых ГЭС на территории Республики Татарстан.

Рассмотрены 118 створов на 37 средних и малых реках Татарстана с площадью водосбора в основном от 500 до 13600 кв.км для возможного строительства малых ГЭС. Норма годового стока в изученных створах колеблется от 1,27 до 36,2 кв.метров в секунду. Наиболее перспективными для строительства каскадов ГЭС представляются р.Свияга как самая многоводная из рассмотренных, р.Шешма как река с многоводным меженным стоком и особенно р.Степной Зай с притоками как крупный водоток, к тому же имеющий 2 больших водохранилища - Карабашское и Заинское.

Технический потенциал малых водотоков в Республике Татарстан в целом оценивается по средней мощности в 144,3 МВт и по среднегодовой выработке электроэнергии в 1,264 млрд.Вт.час.

Наибольшим энергетическим потенциалом обладают реки Мензеля (58375 кВтч/кв.км), Степной Зай (50098 кВтч/кв.км), Шешма (45712 кВтч/кв.км), Кичуй (43755 кВтч/кв.км), Зай (43683 кВтч/кв.км), Малая Меша (32547 кВтч/кв.км), Зыча (32322 кВтч/кв.км).

Рассмотрены также водохранилища, предназначенные для мелиорации. Их полезный объем используется в основном с мая по август. Наиболее перспективными для энергетического использования являются водохранилища на реках Мелля, Иганя, Беденьга, ручье Бурла.

Результаты оценок показали, что на территории Республики Татарстан можно построить 67 малых ГЭС с установленной мощностью 27 МВт с ежегодной выработкой электроэнергии 68 млн.кВтч, в том числе в нефте-добывающих районах республики могут быть сооружены 32 малых ГЭС установленной мощностью 2072 кВт, которые обеспечат выработку 39134 тыс.кВтч электроэнергии.

Определены энергетические стоимостные показатели первоочередных малых ГЭС. Результаты показали, что от 14 первоочередных малых ГЭС общей установленной мощностью 9200 кВт может быть получена выработка электроэнергии 31,2 млн.кВтч и сэкономлено 10,8 тыс.т.у.т.

Определение экономических показателей малых ГЭС в настоящее время затруднено в связи с тем, что точная стоимость гидроагрегата может быть определена только после выбора площадки строительства, так как конструкция и состав оборудования значительно зависят от режима работы ГЭС и характеристик электропотребителей. Ориентировочная стоимость 1кВт установленной мощности составляет 3-5 тыс.долларов США. Таким образом, примерные затраты на реализацию первого этапа строительства малых ГЭС в Республике Татарстан составляет 4 млрд. руб. в ценах 2005 года.

Начало строительства малых ГЭС в Республике Татарстан возможно ориентировочно с 2012 года. В таблице 15 приведена примерная программа строительства малых ГЭС;

Таблица 15

Программа строительства малых ГЭС в Республике Татарстан

Год

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Вводимые мощности, МВт

Начало строите-льства

5

3

4

4

4

2

2

1

11.4. Ветроэнергетика

На территории республики имеется техническая возможность разместить 359 ветроэнергетических станций (далее - ВЭС) с использованием ветроустановок - 600 кВт мощностью 722,4 МВт и выработкой электроэнергии 1275,2 млн.кВтч, расположенных во всех районах республики.

Наиболее благоприятные ветровые условия имеются на правом берегу р.Волги, вдоль берегов Куйбышевского и Нижнекамского водохранилищ, восточной части Бугульминско-Белебеевской возвышенности.

Подавляющее число ВЭС могут находиться вблизи ГЭС, что позволяет обеспечить их совместную работу и гарантированную выработку электроэнергии в течение года. Наибольшим ветропотенциалом обладают районы: Альметьевский - 73,8 млн. кВтч, Бугульминский - 59,4 млн.кВтч, Зеленодольский - 59,1 млн.кВтч, Тетюшский - 57,0 млн.кВтч, Верхнеуслонский -50,4 млн.кВтч, и с 2012 года можно рассмотреть строительство ветроэлектростанций в указанных районах (таблица 16).

Таблица 16

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Альметьевский район

Начало

строительства

10

10

8

6

4

2

2

2

Бугульминский район

Начало

строительства

8

8

5

5

2

2

2

2

Зеленодольский район

Начало

строительства

8

7

7

4

2

2

2

2

Тетюшский район

Начало

строительства

7

7

7

6

3

2

1

1

Верхнеуслонский район

Начало

строительства

6

6

5

4

2

2

2

2

Для определения ветрового режима Татарстана использованы многолетние метеорологические данные наблюдения на сети станций гидрометеослужбы. Высота станций над уровнем моря колеблется от 61 до 334 метров, т.е. охватывает весь спектр высот региона.

Важнейшей характеристикой, определяющей энергетическую ценность ветра, является его средняя годовая скорость. Установлено, что средняя годовая скорость ветра в условиях метеостанции заметно изменяется на территории республики и составляет 3,3-3,5 метра в секунду.

11.5 Использование биогаза

В соответствии с «Пересмотренными Руководящими принципами национальных инвентаризаций парниковых газов, МГЭИК, 1996: Рабочая книга» эмиссия метана (СН4) от навоза крупного рогатого скота (КРС) на одну голову составляет - 6 кг/год, свиньи - 4 кг/год, овцы - 0,1 кг/год, лошади - 1,09 кг/год, птицы - 0,012 кг/год.

Как известно, при анаэробном (метановом) сбраживании навоза сельскохозяйственных животных и помета птицы происходит последовательное разрушение до 70 % органического вещества навоза с образованием биогаза и жидкой фракции. После сбраживания навоз теряет дурной запах, уничтожаются имеющиеся гельменты, семена сорных трав уничтожаются или теряют всхожесть и получается хорошее удобрение, обогащенное азотсодержащими и другими легкоусвояемыми для растений веществами. При этом из непригодного к нормальному применению навоза или птичьего помета получается высококачественное органическое удобрение. По данным Всероссийского научно-исследовательского института электрификации сельского хозяйства (ВИЭСХ) наибольший выход метана с 1 кг абсолютно сухого навоза достигается при термофильном сбраживании:

от навоза КРС - 250 л/кг;

от свиного навоза - 340 л/кг;

от помета птицы - 675 л/кг.

Наиболее перспективным для выработки биогаза является птичий помет.

Потенциальные возможности сырьевой базы использования биогаза в Республике Татарстан с учетом существующего поголовья скота и птицы представлены в таблице 17.

Таблица 17

Потенциальные возможности сырьевой базы использования биогаза в Республике Татарстан

Поголовье

скота и птицы, голов

Выход

навоза

в сутки, т

Кол-во вырабатываемого биогаза, тыс. куб. м.

Эквивалент энергии

Выход

удобрений

в сутки, т

тепловой,

Гкал

электрической, КВтч

КРС-890667

15140

1514

8478,4

9860

15140

Свиней-654165

2610

261

1461,6

1699,8

2610

Птицы-7338800

917

91,7

513,5

597,2

917

Овец-64200

192

192

107,5

125

192

Всего

18859

1885,9

10561

12282,4

18859

С 2008 года возможно начало строительства установок по переработке отходов и выработке биогаза. Наиболее перспективным представляется строительство подобных установок на крупнейших птицефабриках республики: ОАО «Ак-Барс Пестрецы», ОАО «Птицефабрика Казанская», ОАО «Сельхозпредприятие Юбилейное» и ряда других.

11.6. Тепловые насосы

Одним из направлений альтернативной энергетики является внедрение тепловых насосов вместо автономных котельных, работающих на твердом, жидком топливе и электроэнергии. Источником низкопотенциальной теплоты для тепловых насосов может служить грунтовая вода, наружный воздух, тепло грунта, низкопотенциальные вторичные энергоресурсы. В Республике Татарстан с учетом наличия значительного ресурса низкопотенциальной теплоты в отраслях экономики внедрение тепловых насосов является перспективным направлением. Однако практическое использование тепловых насосов в России на сегодняшний день не велико, общая тепловая мощность всех теплонасосных установок составляет порядка 100 МВт, а их количество не превышает 150 образцов. Одними из основных препятствий на пути внедрения теплонасосной техники являются:

широкое распространение в Российской Федерации тепловых электрических станций, топливная эффективность которых при выработке электрической энергии не позволяет реализовать высокоэффективную эксплуатацию тепловых насосов с электрическим приводом;

отсутствие на рынке тепловых насосов с механическим приводом, работающих, например, на газовом топливе;

достаточно высокая цена тепловых насосов, обуславливающая большой срок окупаемости.

Внедрение тепловых насосов возможно при поддержке со стороны государства, путем регулирования тарифов и ввода региональными энергосистемами дифференцированной оплаты за потребленную тепловыми насосами электроэнергию, что может позволить теплонасосной технике прочно занять место электрических и угольных котлов на рынке теплопроизводящего оборудования.

11.7. Турбодетандерные установки

С точки зрения энергосбережения при выработке электроэнергии на сегодня весьма перспективна не только утилизация тепла отходящих газов от газотурбинных двигателей, но и утилизация энергии избыточного давления природного газа, подводимого по газопроводам к ГРЭС (газораспределительная станция) или ГРП (газораспределительный пункт) крупных предприятий, компрессорных станций, ТЭЦ.

Развитие технологий малой энергетики и создание собственных автономных энергетических систем на базе высокоэффективных турбодетандерных установок, мощностью от 0,5 до 10 мВт, в населенных пунктах и различных промышленных объектах является экономически обоснованным и перспективным.

Нижегородским филиалом ОАО «Институт Теплоэлектропроект» проведена работа по оценке экономической эффективности детандер-генераторной установки типа ДГА-5000 до газораспределительного пункта (ГРП) ТЭС. При номинальном давлении природного газа до ГРП на уровне 12 кгс/см2 при расчетах были приняты фактические значения давления газа от 4 до 8 кгс/см2 . По расчетам специалистов Нижегородского филиала ОАО «Теплоэлектропроект» при номинальном давлении газа 12 кгс/см2 , экономия составит 14000-18000 т. у. т. в год, срок окупаемости установки - 6,5-7,5 лет.

12. Экологические аспекты

Энергетическая отрасль Республики Татарстан является одним из основных источников загрязнения окружающей среды. Так, на долю энергетической отрасли в 2002г. приходилось 23,75% общего количества выбросов в атмосферу промышленными предприятиями, что в абсолютных показателях составляет 67,2 тыс.тонн в год. Несмотря на то, что количество источников выбросов в отрасли составляет всего 3,8% общего числа промышленных источников выбросов в Республике Татарстан, на их долю приходится 75,6% общих выбросов оксидов азота (35,9 тыс.тонн в 2002г.), 68,6% общих выбросов диоксида серы (24,2 тыс. тонн в 2002г.), 11,1% общих выбросов оксидов углерода (5,8 тыс.тонн в 2002г.) (рис.33).

На долю предприятий энергетики приходится около 30% общего объема отведенных сточных вод, однако на загрязненные (недостаточно очищенные) сточные воды приходится лишь 5,4%, с которыми в водоемы республики поступило около 17,9% всей массы загрязняющих веществ. Большая часть (94,6%) - это чистые сбросные охлаждающие воды электростанций (рис.34).

Рис. 33. Доля выбросов загрязняющих веществ в атмосферу по отраслям промышленности Республики Татарстан, % Татарстан по отраслям народного хозяйства, %

Рис.34. Доля сбросов загрязняющих веществ в водоемы Республики Татарстан по отраслям народного хозяйства, %"

Количество опасных промышленных отходов в энергетической отрасли в 2002г. составило 34,2 тыс.тонн, или 2,48% общего объема опасных промышленных отходов.

В то же время необходимо отметить, что благодаря проводимым мероприятиям по снижению количества вредных выбросов, а также из-за уменьшения объемов производства количество выбросов вредных веществ имеет тенденцию к снижению. Так, в 1998г. количество выбросов в атмосферу составило 131,2 тыс.тонн, а в 2002г.- 67,2 тыс.тонн, или 51% уровня 1998г. Следует также отметить снижение доли энергетической отрасли в общем объеме промышленных выбросов при неуклонном росте доли остальных отраслей промышленности. Так, доля энергетической отрасли в количестве выбросов в атмосферу снизилась с 42,3% в 1998 г. до 23,7 % в 2002 году.

Актуальнейшая экологическая и социальная проблема городов и поселков городского типа республики - это нарастающие объемы бытового мусора. Осуществляя массовое строительство, прежде всего в крупных городах, мусоросжигающих энергоисточников, можно получить дополнительный объем электрической и тепловой энергии и обеспечить экономию значительного количества органических энергоресурсов.

В наиболее эффективном варианте мусоросжигающие заводы представляют собой сочетание ТЭЦ с установками по утилизации металла и производству строительных изделий из мусора. Поэтому необходимо рассмотреть возможность строительства и эксплуатации ТЭЦ, работающих на промышленных и бытовых отходах, а также создания специальных предприятий для сельского теплоснабжения. Такие предприятия могут создаваться в составе ОАО «Татэнерго» промышленными предприятиями и органами местного самоуправления республики за счет кредитных средств.

12.1. Реализация Киотского протокола

Киотский протокол (далее - Протокол) к Рамочной конвенции Организации Объединенных Наций об изменении климата (далее - РКИК) был принят в Японии в Киото на III Конференции Сторон РКИК 12 декабря 1997 года.

Его ключевыми элементами являются:

количественные уровни обязательств по сокращению парниковых газов для всех промышленно развитых стран, указанных в Приложении I к РКИК, на основании представленных ими предложений. Для Российской Федерации в Протоколе установлен уровень сокращения выбросов парниковых газов для первого периода обязательств (2008-2012гг.) - такой же, как и в РКИК, т.е. на уровне выбросов в 1990г., принятый за базовый (Приложение В к Протоколу);

перечень мер по снижению выбросов парниковых газов, которые должны выполняться странами, включенными в Приложение I к РКИК;

перечень парниковых газов, контролируемых Протоколом, расширен до шести и включает, кроме принятых в РКИК двуокиси углерода, метана и закиси азота, дополнительно гидрофторуглероды, перфторуглероды и гексафторид серы;

порядок выполнения обязательств, условия, процедуры и правила по учету сокращений и выбросов парниковых газов, принципы совместного выполнения обязательств по сокращению выбросов парниковых газов, установленных на основе заключения специальных соглашений между Сторонами Протокола.

Для облегчения выполнения промышленно развитыми странами своих обязательств по сокращению выбросов парниковых газов Протокол предусматривает возможность использования следующих «механизмов гибкости»:

совместное осуществление - проекты внедрения технологий, обеспе-чивающих сокращение выбросов парниковых газов - партнерство развитых стран;

механизм чистого развития. Проекты, снижающие выбросы в развивающихся странах. Партнерство развитых и развивающихся стран;

международная торговля квотами на выбросы парниковых газов.

Федеральным законом от 4 ноября 2004г. № 128-ФЗ «О ратификации Киотского протокола к рамочной конвенции Организации Объединенных Наций» Российская Федерация ратифицировала Киотский протокол. Решение о ратификации было принято после тщательного анализа всех факторов, в том числе с учетом значения Протокола для экономического и социального развития страны.

Топливно-энергетический комплекс Республики Татарстан является одним из основных источников загрязнения окружающей среды в республике.

В настоящее время собрана информация по крупным предприятиям республики за 1990-2004 годы. Наиболее полная информация представлена за 2000-2004 годы. В Российской Федерации до настоящего времени отсутствует единая система оценки и регистрации парниковых газов, обеспечивающая доказательное обоснование позиции Российской Федерации по объемам национальной квоты во втором и последующих периодах действия киотских механизмов на основе верифицированной количественной оценки полного баланса парниковых газов.

В Республике Татарстан также ведется разработка предложений об участии республики в реализации международных проектов по сокращению эмиссии парниковых газов, в том числе с учетом проведения работ по инвентаризации источников парниковых газов субъектов хозяйственной деятельности и в целом по Республике Татарстан.

13. Государственная политика в сфере развития топливно-энергетического комплекса

Формирование мер государственной политики должно производиться в четком соответствии с федеральным законодательством. Для достижения основных целей и реализации приоритетов региональной энергетической политики предусматривается осуществление органами государственной власти Республики Татарстан функций в области:

разработки и реализации региональных энергетических программ, проведения активной энергосберегающей политики;

организации и регулирования теплоснабжения, модернизации и оптимизации теплового хозяйства и теплоснабжения потребителей жилищно-коммунального комплекса;

поддержки независимых производителей топлива и энергии, использующих энергоресурсы местного значения, обеспечивающих доработку истощенных месторождений, создающих новые генерирующие мощности в энергетике и осваивающих возобновляемые источники энергии;

развития социальной инфраструктуры и коммунально-бытовой сферы на долевой основе с производственными структурами ТЭК;

участия в разработке и реализации программ досудебной санации убыточных предприятий ТЭК;

контроля за соблюдением субъектами ТЭК федерального и регионального законодательств, в том числе в области охраны окружающей среды;

контроля за деятельностью гарантирующих поставщиков в части обеспечения надежного энергоснабжения потребителей, в том числе населения;

установления сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков;

установления цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии по территориальным распределительным сетям в рамках устанавливаемых федеральным органом исполнительной власти предельных (минимального и (или) максимального) уровней цен (тарифов) на услуги по передаче электрической энергии по территориальным распределительным сетям;

установления тарифов на тепловую энергию, за исключением тарифов на тепловую энергию, производимую в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии;

установления тарифов на тепловую энергию, производимую в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, в рамках устанавливаемых федеральным органом исполнительной власти предельных (минимального и (или) максимального) уровней тарифов на тепловую энергию, производимую в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии;

согласования использования водных ресурсов гидроэлектростанций, находящихся на территории Республики Татарстан;

согласования размещения объектов электроэнергетики на территории Республики Татарстан;

согласования решений о присвоении субъектам электроэнергетики статуса гарантирующих поставщиков;

реализации мер по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций техногенного и природного характера в топливно-энергетическом комплексе Республики Татарстан;

обеспечения преимущественного привлечения к выполнению заказов на поставку оборудования при подготовке технико-экономических обоснований реконструкции действующих и создании новых производств нефтегазохимического и энергетического комплексов Республики Татарстан, предприятий республиканского машиностроительного комплекса при соблюдении оптимального соотношения «цена-качество» и обеспечении требуемых технико-технологических параметров.

13.1. Инвестиционная политика

Системы теплоснабжения характеризуются высокой степенью изношенности основных производственных фондов, высокой капиталоемкостью, длительностью инвестиционного цикла и низким уровнем капитальных вложений. Учитывая высокую социальную значимость теплоэнергетики, необходимы специальные меры поддержки капиталовложений со стороны государства. Приоритетным инструментом поддержки капиталовложений должна выступить экономическая мотивация инвестиций.

Теплоснабжение является достаточно стабильным сектором рынка энергии, в малой степени подверженным конъюнктурным колебаниям спроса. Такое положение позволяет в нормальных рыночных условиях обеспечивать поставщику тепла стабильную прибыль, хотя при этом поставщик несет большую социальную ответственность за надежность и качество теплоснабжения.

Теплофикация должна и может быть выгодной в условиях рыночных отношений. Однако коммерческая выгода не является единственным критерием эффективности теплофикации, так как с ее помощью решаются важные социальные задачи: сокращается потребление топлива и загрязнение окружающей среды. С учетом этого необходима государственная поддержка развития теплофикации путем целенаправленной налоговой, кредитной и тарифной политики, а также прямого субсидирования разработок и внедрения новых энергосберегающих технологий и оборудования.

Прямая государственная поддержка в виде государственных инвестиций будет ограничена проектами высокой социальной значимости и станет осуществляться посредством программно-целевых механизмов. К общим мерам государственной поддержки будут относиться:

широкое внедрение в практику современных стандартов финансового менеджмента и корпоративного управления в теплоэнергетических компаниях, рационализация их структуры, повышение их общей прибыльности и инвестиционной привлекательности;

стимулирование проведения энергетическими компаниями амортизационной политики, обеспечивающей финансирование капиталовложений в простое воспроизводство основных фондов за счет амортизационных отчислений (в том числе за счет гибкой политики установления ставок налога на имущество в отношении основных производственных фондов энергетических компаний);

целевое финансирование в объекты системообразующих электрических сетей.

Инструменты специальной поддержки инвестиций будут включать:

содействие снижению предпринимательских и некоммерческих рисков инвестирования, поддержку программ страхования всех форм рисков;

долгосрочные тарифные гарантии;

меры налогового стимулирования капитальных вложений.

Важной составляющей республиканский энергетической политики в области теплоснабжения являются поддержка инвестиционных проектов по сооружению объектов производства и транспортировки тепловой энергии, в большей степени малых и средних объектов, создание специальных экономических условий, обуславливающих рост производства и занятости на территории республики.

13.2. Тарифная политика

Одним из главных инструментов осуществления энергетической политики является комплекс мер тарифного регулирования.

В основе реформы электроэнергетики лежит задача замедления роста тарифов за счет более эффективной загрузки мощностей и формирования конкурентного рынка производителей электрической энергии.

Если при реализации концепции устойчивого развития энергетики нельзя в полной мере рассчитывать на государственную поддержку, то эту задачу придется решать во многом за счет факторов, действующих на рынке. Ключевой элемент здесь - цены на энергоресурсы, которые неизбежно повышаются при возникновении дефицита энергии или первичных энергетических ресурсов, что способствует более экономному их расходованию, а также освоению новых источников энергии, включая технологии использования возобновляемых источников энергии.

Определяющим фактором при формировании тарифов на электро- и теплоэнергию остается цена на топливо, в основном - природный газ. С учетом прогнозируемого роста цен на газ ежегодное повышение тарифов в электроэнергетике должно покрывать возрастающие затраты на топливо, обеспечивать приемлемый уровень доходности электроэнергетики при условии снижения издержек. Вместе с тем, рост тарифов в отрасли должен сдерживаться, учитывая, что он оказывает наибольшее влияние на уровень инфляции и темпы экономического роста.

В настоящее время используется «затратный» метод формирования тарифов. В ходе реформирования российской энергетики и реструктуризации РАО «ЕЭС России» будет создан конкурентный рынок энергии. В условиях конкуренции на свободном рынке электроэнергии без ограничения издержек и цен на свою продукцию не сможет выжить ни один производитель.

По-прежнему большое значение будет иметь прямое государственное регулирование тарифов на электрическую и тепловую энергию, осуществляемое посредством установления экономически обоснованных тарифов или их предельных уровней.

Важным моментом формирования эффективной тарифной политики является дифференциация тарифов на энергоносители, отражающая различия издержек при транспортировке топливно-энергетических ресурсов и реализации продукции ТЭК разным категориям потребителей (время суток, сезонность, объем потребления, мощность).

Кроме того, предусматривается предоставление тарифных скидок энергоемким потребителям.

Одним из самых актуальных вопросов является вопрос ликвидации перекрестного субсидирования, что позволит установить впоследствии экономически обоснованные тарифы для всех групп потребителей. К 2010 г. предусматривается полный отказ от перекрестного субсидирования.

Однако, понимая важность социальных последствий ликвидации перекрестного субсидирования, необходимо разработать мероприятия для защиты малообеспеченных слоев населения от повышения тарифов, в том числе по определению уровня социальной нормы электропотребления. Каждая семья в рамках социальной нормы станет вносить за нее стабильную плату, которая будет расти очень медленно. Тем самым слои населения с низким уровнем доходов получат существенную субсидию, а то население, уровень энергопотребления которого значительно больше социальных нормативов, будет платить по экономически обоснованным тарифам.

Заключение

Реализация настоящей Программы - процесс длительный, требующий решения масштабных технических, экономических, социальных и экологических задач. Представленные в настоящей Программе количественные параметры развития топливно-энергетического комплекса являются ориентировочными, подлежащими уточнению в процессе реализации мероприятий. По мере поэтапной реализации Программы задачи и мероприятия будут уточняться и корректироваться. Корректировка основных мероприятий может происходить в связи:

с изменением федеральных и республиканских законодательных и иных нормативных правовых актов;

при возникновении новых организационных отношений в топливно- энергетическом комплексе;

при изменении макроэкономических показателей экономики Российской Федерации и Республики Татарстан.

Выполнение основных целей и задач по реализации Программы требует создания и применения эффективных механизмов, обеспечивающих управляющее воздействие на все субъекты топливно-энергетического комплекса, а также координацию взаимодействия с органами государственной власти на федеральном и республиканском уровнях.

Основными направлениями обеспечения управляющего воздействия должны стать следующие:

разработка предложений и участие в процессе принятия решений в виде законодательных и иных нормативных правовых актов, регулирующих правовые отношения в сфере топливно-энергетического комплекса;

разработка и реализация политики, обеспечивающей деятельность топливно-энергетического комплекса в области экономического и финансового регулирования и стимулирования;

координационно-контрольные функции, включающие в себя:

систему мониторинга настоящей Программы (анализ текущего состояния реализации Программы, принятие управленческих решений, корректировка и др.);

разработку и реализацию целевых, территориальных и других программ и бизнес-планов инвестиционных проектов;

разработку и реализацию регламентов, нормативов и руководящих указаний;

создание и обеспечение деятельности организационных структур, обеспечивающих выполнение механизмов реализации Программы;

разработку системы показателей эффективности реализации основных мероприятий и Программы в целом.

Приложение 1

Перечень нормативных правовых актов, необходимых для реализации Программы развития топливно-энергетичес-кого комплекса Республики Татарстан на 2006-2020 годы

№ п/п

Наименование нормативного правового

акта

Сроки исполнения

Исполнители

1

Проект постановления Кабинета Министров Республики Татарстан о реализации Программы развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на период до 2020 года

2006 г.

Минэкономпром РТ

2

Проект республиканской целевой программы «Освоение месторождений природных битумов Республики Татарстан на период до 2020 года»

2006-2007гг.

Минэкономпром РТ, Минэкологии РТ;

ОАО «Татнефтехимин-вест-холдинг»;

ОАО «Татнефть»

3

Проект постановления Кабинета Министров Республики Татарстан «Об объемах добычи нефти нефтегазодобывающими предприятиями Республики Татарстан»

ежегодно

Минэкономпром РТ, Минэкологии РТ;

ОАО «Татнефть»;

ЗАО «Нефтеконсорциум»

4

Проект постановления Кабинета Министров Республики Татарстан «Об утверждении Территориальной программы геологического изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы Республики Татарстан»

ежегодно

Минэкономпром РТ; Минэкологии РТ;

ОАО «Татнефть»

5

Проект закона Республики Татарстан «О внесении изменений в Закон Республики Татарстан «Об утверждении Программы социально-экономического развития Республики Татарстан на 2005-2010 годы» в целях уточнения объемов добычи нефти в республике

2007г.

Минэкономпром РТ, Минэкологии РТ;

ОАО «Татнефтехимин-вест-холдинг»;

ЗАО «Нефтеконсорциум»

6

Проект закона Республики Татарстан «О внесении изменений в Закон Республики Татарстан «Об энергосбережении»

2007 г.

Минэкономпром РТ; Центр энергосберегаю-щих технологий РТ

7

Проект закона Республики Татарстан «О внесении изменений в Закон Республики Татарстан «Об инвестиционной деятельности в Республике Татарстан»

2007 г.

Минэкономпром Республики Татарстан;

Центр энергосберегаю-щих технологий РТ; Инвестиционно-венчурный фонд РТ

8

Проект закона Республики Татарстан «О внесении изменений в Закон Республики Татарстан «Об утверждении Программы «Энерго-ресурсоэффективность в Республике Татарстан на 2006- 2010 годы»

2007 г.

Минэкономпром РТ; Центр энергосберегаю-щих технологий РТ

9

Проект закона Республики Татарстан «О целевом Экологическом фонде Республики Татарстан»

2007 г.

Минэкологии РТ

10

Проект постановления Кабинета Министров Республики Татарстан «О совершенствовании структуры Экологического фонда Республики Татарстан»

2007 г.

Минэкологии РТ

11

Проект закона Республики Татарстан «Об утверждении Программы развития нефтегазохимического комплекса Республики Татарстан на 2008-2015 годы».

2007 г.

Минэкономпром РТ, Минэкологии РТ,

ОАО «Татнефтехимин-вест-холдинг»;

ОАО «Татнефть»; предприятия нефтехимической отрасли

12

Проект программы развития альтернативных и нетрадиционных источников энергии

2007 г.

Минэкономпром РТ;

Минэкологии РТ;

Центр энергосберегаю-щих технологий РТ

Приложение 2

Схемы переработки тяжелой части природных битумов

Технология деасфальтизации с помощью пропана (бутана)(рис.1) основана на эффекте растворимости легких фракций и масляного сырья в жидком пропане. Смолы и асфальтены - наименее растворимые компоненты.

Процесс осуществляется при температуре 50-85о С и давлении 3,7-4,4 МПа. Кратность растворителя к сырью - не менее 3:1 объемных частей. После разделения легких фракций от битума пропан выпаривают и направляют на рециркуляцию.

Выделенные легкие фракции могут быть разделены в колонне атмосферной трубчатки (АТ).

Преимуществом процесса является возможность обеспечения пропаном с Миннибаевского ГПЗ.

В результате переработки возможно получение таких ценных продуктов, как окисленные и неокисленные битумы, битумные мастики, лаки, мягчители, бензин, растворители, минеральные масла, дизельное топливо.

Технология деасфальтизации с помощью полярного растворителя (ацетона) (рис.2) также основана на различной растворимости компонентов ПБ в полярном растворителе. Кратность растворителя к сырью не менее 3:1 объемных частей.

В данном процессе разделение исходного сырья на фракции возможно путем изменения растворяющей способности растворителя снижением температуры или добавлением антирастворителя.

Первый этап, деасфальтизация, осуществляется при максимальной растворяющей способности растворителя (при температуре 55 С). При ее дискретном снижении на каждой последующей стадии происходит осаждение и отделение отдельных компонентов сырья. После выделения фракций ацетон направляется на рециркуляцию.

Легкие фракции направляют для получения товарных продуктов на дополнительную переработку: процессы гидроочистки, каталитического крекинга, выделение сероорганики. Состав конечных продуктов переработки аналогичен полученному в процессе с жидким пропаном: окисленные и неокисленные битумы, базовые масла, сульфоксиды, моторные топлива.

Преимуществом данной технологии является то, что она практически не имеет ограничений по глубине разделения сырья на фракции, недостатком - дефицит ацетона на рынке.

С помощью ацетона также можно проводить предварительное обезвоживание ПБ. При этом возможно использовать установку регенерации ацетона с процесса деасфальтизации.

Недостатки обоих процессов деасфальтизации связаны с использованием большого количества растворителя, что требует высоких материальных затрат на проведение процесса, регенерацию растворителя, а также необходимость применения оборудования больших объемов.

Переработка тяжелых остатков в дорожные, строительные битумы.

Природные битумы содержат значительный объем смолисто-асфальтеновых компонентов, в связи с чем остаток после деасфальтизации можно использовать как дорожный битум без дополнительной переработки, а также после окисления как дорожный, строительный, специальный окисленный битум (рис. 3).

Переработка тяжелых остатков в процессе флексикокинга. Данный процесс осуществляется в коксовой печи при температуре 500 С. В результате из тяжелых нефтяных фракций образуются более легкие жидкости и газы.

Ноу-хау и патент на технологию принадлежит компании ExxonMobil.

Переработка тяжелых остатков в процессе газификации.

Процесс газификации - это отработанный процесс химического преобразования широкого спектра углеводородного сырья в чистый синтез-газ (Н2 + СО) с минимальным уровнем неблагоприятного воздействия на окружающую среду.

Некаталитическое неполное окисление углеводородов происходит в реакторе газификатора, оборудованном огнеупорной футеровкой и специально сконструированной кольцевидной горелкой. Конструкцией предусмотрен специально разработанный аппарат для охлаждения синтез-газа, который использует теплоту очень горячего синтез-газа для производства насыщенного пара высокого давления.

Преимуществами процесса являются низкие требования к качеству исходного топлива, возможность получения большого количества пара высокого давления, который может использоваться для закачки в битумный пласт в случае размещения установки газификации вблизи мест добычи.

Радиационно-термический крекинг (рис.4) является инновационной технологией, представляет собой совмещение термических превращений и высокоэнергетического ионизирующего излучения. Для ионизации сырья используется установка электронно-лучевой обработки. Данный процесс обеспечивает разрушение тяжелых и высоковязких молекул с длинным циклическим углеродным рядом до более коротких с одновременным насыщением водородом разорванных молекулярных связей. Продукт переработки ПБ в данной технологии может в дальнейшем эффективно перерабатываться на традиционных НПЗ.

Процесс осуществляется при температуре 375-425 С, доза облучения ускоренными электронами составляет 11 кГр.

Данный процесс обладает рядом преимуществ в сравнении с традиционным гидрокрекингом (по данным лабораторных испытаний):

отсутствует необходимость обеспечения водородом. В результате облучения водород образуется в виде радикалов из водяных паров;

благодаря образованию радикалов в сырье увеличивается степень его конверсии, растет производительность реактора в 1,5-3 раза;

обеспечивается более высокий выход низкокипящих фракций;

возможно использование более мягких режимов по температуре и давлению;

экономия на капитальных и эксплуатационных (прежде всего энергетических) затратах.

Предварительная стоимостная оценка технологии показывает, что проект может быть реализован малыми ННК.

Производство водобитумных эмульсий (рис.5).

Для формирования устойчивых во времени эмульсий могут использоваться роторно-пульсационные аппараты, волновые генераторы (рис. 5).

Предполагаемый состав эмульсии: 70% - ПБ, 30% - вода.

Роторно-пульсационный аппарат представляет собой высокоскоростную роторную мешалку особой конструкции с переменной частотой и направлением вращения.

Волновой генератор представляет собой генератор механических колебаний определенной частоты и амплитуды, приближающихся к резонансным значениям компонентов, благодаря чему требуются минимальные энергозатраты, достигается высокая интенсивность диспергирования и массообменных процессов. Волновой генератор может также использоваться для последующего отделения воды из эмульсии.

Для снижения содержания серы в готовом продукте (до показателей мазута Ml00) можно использовать органические соли кальция и магния, в том числе некондиционные продукты производства моющих средств.

Преимуществом применения водобитумных эмульсий в качестве топлива по сравнению с ПБ и мазутами является более высокая калорийность сгорания на единицу битума, отсутствие необходимости отпаривания транспортных цистерн (эмульсия вытекает самостоятельно).

Рис.1. Принципиальная схема переработки ПБ с помощью
сжиженного пропана

          --------¬              -----¬

ПБ        ¦блок   ¦деасфальтизат ¦ АТ ¦н.к. - 180 С, 7-10%                      бензин, нефрас

--------->¦деас-  +------------->¦    +-------------------------------------------------------------->

100%      ¦фальти-¦30%           ¦    ¦

          ¦зации  ¦              ¦    ¦                         ---------------¬сульфоны, сульфоксиды

сжиженный ¦       ¦              ¦    ¦180-350 С,               ¦блок окисления+--------------------->

--------->¦       ¦              ¦    +------------------------>¦и экстракции  ¦дизельное топливо

пропан    ¦       ¦              ¦    ¦дизельная фракция, 8-10% ¦              +--------------------->

          ¦       ¦              ¦    ¦                         L---------------

          ¦       ¦              ¦    ¦350-420 С,               ---------------¬базовые масла

          ¦       ¦              ¦    +------------------------>¦ блок очистки +--------------------->

          ¦       ¦              ¦    ¦масляная фракция, 12-15% L---------------

          ¦       ¦              L-----

          ¦       ¦асфальтит

          ¦       +------------------>

          ¦       ¦70%

          L--------

Рис.2. Принципиальная схема переработки ПБ с помощью полярного
растворителя (ацетона)

            --------¬               ----------¬выделенные --------------¬бензин, нефрас

эмульсия ПБ ¦Совме- ¦раствор        ¦блок     ¦фракции    ¦блок нефтепе-+--------------------->

----------->¦щенный +-------------->¦фракцио- +---------->¦реработки:   ¦сульфоны, сульфоксиды

120%        ¦блок   ¦деасфальтизата ¦нирования+---------->¦гидроочистка,+--------------------->

            ¦обезво-¦в ацетоне, 30% ¦и отделе-+---------->¦кат. крекинг ¦дизельное топливо

ацетон      ¦живания¦               ¦ния  аце-+---------->¦и др.        +--------------------->

----------->¦и деас-¦               ¦тона     ¦           ¦             ¦базовые масла

            ¦фальти-¦               L----------           ¦             +--------------------->

            ¦зации  ¦                                     L--------------

            ¦       ¦асфальтит

            ¦       +---------------------->

            LT-------70%

             ¦

             ¦сточная вода 20%

             Ў

Рис.3. Принципиальная схема различных вариантов переработки тяжелых
остатков после деасфальтизации ПБ

                                  - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -¬

                                        вариант 1                         неокисленный до-

     --------¬                    ¦--------------------------------------------------------+->

ПБ   ¦блок   ¦деасфальтизат, 30%   ¦                                      рожный битум

---->¦деас-  +------------------> ¦¦                                                       ¦

100% ¦фальти-¦                     ¦  ---------------¬                    окисленный битум:

     ¦зации  ¦асфальтит        ---++->¦блок окисления+T------------------------------------+->

     ¦       +-----------------+      L---------------¦                   дорожный,

     ¦       ¦70%              ¦  ¦                   ¦                   строительный,    ¦

     ¦       ¦                 ¦                      ¦                   специальный

     ¦       ¦                 ¦  ¦                   ¦                                    ¦

     ¦       ¦                 ¦                      ¦ -----------------¬битумный лак,

     ¦       ¦                 ¦  ¦                   ¦ ¦блок            +-----------------+->

     ¦       ¦                 ¦                      L>¦компаундирования¦мастика,

     L--------                 ¦  ¦                     L-----------------мягчители РТИ    ¦

                               ¦  L - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - --

                               ¦  - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -¬

                               ¦    вариант 2

                               ¦  ¦                --------¬              топливный газ    ¦

                               ¦                   ¦флекси-+-------------------------------+->

                               +--+--------------->¦кокинг ¦              нафта

                               ¦                   ¦       +-------------------------------+->

                               ¦  ¦                ¦       ¦              газойль

                               ¦                   ¦       +-------------------------------+->

                               ¦  ¦                ¦       ¦              кокс

                               ¦                   ¦       +-------------------------------+->

                               ¦  ¦                L--------

                               ¦  L - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - --

                               ¦  - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -¬

                               ¦    вариант 3      --------¬              синтез-газ

                               ¦  ¦                ¦газифи-+-------------------------------+->

                               ¦                   ¦кация  ¦              водород

                               L--+--------------->¦       +-------------------------------+->

                                                   ¦       ¦              топливный газ

                                  ¦                ¦       +-------------------------------+->

                                                   ¦       ¦          пар высокого давления

                                  ¦                L-------+-------------------------------+->

                                  L - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - --

Рис. 4 Принципиальная схема радиационно-термического крекинга

            -------------¬

водяной пар ¦реактор гид-¦смесь углеводородов, 120%           "синтетическая нефть"

----------->¦рокрекинга с+-T------------------------------------------------------->

            ¦установкой  ¦ ¦         -----------¬

            ¦электронно- ¦ ¦         ¦блок фрак-¦       газы 10%:

            ¦лучевой     ¦ ¦         ¦циониро-  +---------------------------------->

            ¦обработки   ¦ ¦         ¦вания (АТ,¦       пропан, бутан

ПБ          ¦            ¦ L-------->¦АВТ)      ¦       изобутан

----------->¦            ¦           ¦          ¦       легкие продукты, 20%

100%        ¦            ¦           ¦          +---------------------------------->

            L-------------           ¦          ¦       нафта, 75%

                                     ¦          +---------------------------------->

                                     ¦          ¦       керосиновые фракции, 15%

                                     ¦          +---------------------------------->

                                     L-----------

Рис.5 Принципиальная схема производства водобитумных эмульсий

      -------------------¬

ПБ,   ¦смешение в ротор- ¦водобитумная эмульсия

----->¦но-пульсационном  +--------------------->

70%   ¦аппарате, волновом¦100%

      ¦генераторе        ¦

вода  ¦                  ¦

----->¦                  ¦

30%   ¦                  ¦

      L-------------------