О проекте закона Республики Татарстан 115-5
1 проект ПОСТАНОВЛЕНИЕ Комитета Государственного Совета Республики Татарстан по экономики, инвестициям и предпринимательству О проекте закона Республики Татарстан «Об утверждении Стратегии развития топливноэнергетического комплекса Республики Татарстан на период до 2030 года» Рассмотрев и обсудив проект закона Республики Татарстан «Об утверждении Стратегии развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на период до 2030 года», внесенный Кабинетом Министров Республики Татарстан, Комитет Государственного Совета Республики Татарстан по экономике, инвестициям и предпринимательству ПОСТАНОВЛЯЕТ: 1. Одобрить проект закона Республики Татарстан «Об утверждении Стратегии развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на период до 2030 года» и рекомендовать Государственному Совету Республики Татарстан принять законопроект в первом и третьем чтениях. 2. Поручить выступить на заседании Государственного Совета Республики Татарстан по данному вопросу Бурганову Рафису Тимерхановичу, председателю Комитета Государственного Совета Республики Татарстан по экономике, инвестициям и предпринимательству. Председатель Комитета Р.Т. Бурганов
2 Вносится Кабинетом Министров Республики Татарстан Проект ЗАКОН РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН Об утверждении Стратегии развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на период до 2030 года Статья 1 Утвердить Стратегию развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на период до 2030 года согласно приложению к настоящему Закону. Статья 2 Настоящий Закон вступает в силу со дня его официального опубликования. Временно исполняющий обязанности Президента Республики Татарстан
3 ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА к проекту закона Республики Татарстан «Об утверждении Стратегии развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на период до 2030 года» Проект закона Республики Татарстан подготовлен во исполнение Перечня поручений Президента Республики Татарстан от ПР-23 по внесению изменений в Закон Республики Татарстан от ЗРТ «Об утверждении Программы развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на годы». До настоящего времени перспективы развития топливно-энергетического комплекса республики и приоритетные направления развития нефтедобычи, включая вопросы возобновления минерально-сырьевой базы, нефтепереработки и энергетического комплекса, определялись Программой развития топливноэнергетического комплекса Республики Татарстан на годы (далее Программа). Обозначенные в Программе приоритеты остались актуальными и в настоящее время, однако, произошли существенные изменения в развитии мирового и российского рынков нефти и нефтепродуктов, значительно усовершенствовались технологии добычи углеводородного сырья и методы увеличения нефтеотдачи, в связи с чем, стала более эффективной разработка ранее нерентабельных месторождений сверхвязких нефтей и природных битумов. За период с начала реализации Программы, в основном, завершилось реформирование энергетической отрасли России и Республики Татарстан, появились инновационные энергосберегающие технологии, определившие перестройку структуры экономики в сторону высокотехнологичных и менее энергоемких производств. Кроме того, прогнозные объемы глубокого поисково-разведочного бурения и прироста запасов нефти, предусмотренные Программой, не соответствуют фактически достигнутым, также как и объемы эксплуатационного бурения. При этом добыча нефти превышает запланированный уровень, что с точки зрения дальнейших перспектив развития нефтедобычи на длительную перспективу (30 40 лет) представляется нецелесообразной. На уровне Российской Федерации тенденции и перспективы развития топливно-энергетического комплекса определены в Энергетической стратегии России на период до 2030 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от р. Система реализации стратегии предусматривает опережающий мониторинг для сопоставления фактических и ожидаемых результатов осуществления прогнозных и фактических показателей развития топливно-энергетического комплекса, в целях ее последующей актуализации, при сохранении главной целевой направленности. С учетом данного подхода к стратегическому планированию, а также по итогам развития отраслей топливно-энергетического комплекса республики в разработанном документе уточнены ключевые прогнозные индикаторы развития топливно-
4 2 энергетического комплекса Республики Татарстан, которые рассчитаны на период до 2030 года. Кроме того, с развитием нормативной базы, определяющей требования к документам стратегического планирования и программирования на федеральном и республиканском уровнях, представляется необходимым придать разработанному документу статус стратегии, поскольку в данном документе определяются основные целевые ориентиры развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан и перспективы развития на долгосрочный период.
5 ПЕРЕЧЕНЬ законов и иных нормативных правовых актов, подлежащих признанию утратившими силу, приостановлению, изменению или принятию в связи с принятием закона Республики Татарстан «Об утверждении Стратегии развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на период до 2030 года» Принятие закона Республики Татарстан «Об утверждении Стратегии развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на период до 2030 года» не потребует признания утратившими силу законов и иных нормативных правовых актов.
6 ФИНАНСОВО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ к проекту закона Республики Татарстан «Об утверждении Стратегии развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на период до 2030 года» Стратегия развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на период до 2030 года является программным документом, определяющим основные перспективы и направления развития отраслей, входящих в комплекс: нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и энергетической отраслей и системы газоснабжения. В данном документе содержатся основные целевые долгосрочные ориентиры развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан, достижение которых будет обеспечиваться при использовании мер и механизмов государственной политики в рамках полномочий Республики Татарстан и в пределах средств, предусмотренных на эти цели в бюджете Республики Татарстан на соответствующий плановый период (по текущему плану финансирования органов исполнительной и законодательной власти Республики Татарстан). Стратегия развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на период до 2030 года не содержит мероприятий и проектов, предусматривающих финансирования из бюджета Республики Татарстан. Принятие закона Республики Татарстан «Об утверждении Стратегии развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на период до 2030 года» не потребует выделения дополнительных финансовых средств из бюджета Республики Татарстан.
7 1 Приложение к Закону Республики Татарстан «Об утверждении Стратегии развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на период до 2030 года» Стратегия развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на период до 2030 года
8 2 I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ Настоящая Стратегия развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на период до 2030 года (далее Стратегия) определяет цели и задачи долгосрочного развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на период до 2030 года как основы обеспечения роста валового регионального продукта и благосостояния населения при максимально эффективном использовании топливно-энергетических ресурсов. При разработке Стратегии учитывались нижеизложенные факторы. Существенная трансформация на мировых рынках, связанная с появлением на рынке сланцевого газа и переориентацией ряда крупных стран-импортеров энергоресурсов на энергетическое самообеспечение, отсутствие в Российской Федерации положительной динамики по повышению коэффициента извлечения нефти (далее КИН) и глубины переработки нефти, замедление темпов экономического роста в Российской Федерации, все это привело к необходимости актуализации программных отраслевых документов, принятых ранее Правительством Российской Федерации. В частности, Правительством Российской Федерации пересматривается принятая в 2009 году Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2030 года. В дальнейшем после принятия в III IV кварталах 2015 года Энергетической стратегии России на период до 2035 года будут актуализироваться генеральные схемы и программы развития отраслей топливно-энергетического комплекса нефтяной, газовой, угольной и электроэнергетики. Экспертами Института энергетических исследований Российской академии наук и Аналитического центра при Правительстве Российской Федерации проанализированы ключевые тенденции развития мировой энергетики и возможные риски для российского топливно-энергетического комплекса и экономики страны в целом в долгосрочной перспективе. Отмечается: сохранение структуры мирового потребления топлива, доминирующего положения углеводородного сырья (53,6 процента в 2010 году и 51,4 процента в 2040 году); рост доли природного газа с 21 процента в 2010 году до 25 процентов в 2040 году в топливной корзине, прежде всего, за счет роста на 60 процентов (до 5,3 трлн. куб.метров в год) объема мирового потребления. Доля сланцевого газа составит около 11 процентов в общем объеме газодобычи. Высокая динамика развития рынка сжиженного природного газа, в особенности в странах Северо- Восточной Азии; высокие темпы роста доли энергии, производимой на основе возобновляемых источников, 3,7 процента в 2010 году и 12,5 процента к 2040 году, сохранение на уровне 6 процентов доли атомной энергетики, сокращение с 28 до 25 процентов доли угля; усиление тенденций регионализации рынков нефти и газа, рост экономик и доли развивающихся стран в мировом энергопотреблении. Российская Федерация входит в число ведущих мировых стран производителей нефтепродуктов. В 2014 году переработку нефти и газового
9 3 конденсата на территории страны и промышленное производство товарных нефтепродуктов осуществляли 68 специализированных нефтеперерабатывающих предприятий (далее НПЗ) с суммарной мощностью по первичной переработке нефтяного сырья 299 млн. тонн в год. По данному показателю статистическому обзору мировой энергетики 2014 года, подготовленному «Бритиш Петролеум», Российская Федерация находится на третьем месте в мире после США и Китая. Вместе с тем нефтеперерабатывающая отрасль Российской Федерации характеризуется значительным износом основных производственных фондов, а также низкой глубиной переработки нефти (72,4 процента по итогам 2014 года), несмотря на продолжающуюся модернизацию нефтеперерабатывающих производств в стране. Кроме того, сохраняются неэффективная территориальная структура, низкий уровень технологической сложности действующих перерабатывающих мощностей. В частности, по коэффициенту сложности Нельсона (NCI) нефтеперерабатывающие производства Российской Федерации отстают от ведущих мировых производителей нефтепродуктов. Индекс NCI для НПЗ США достигает 9,6, Европы 6,5, тогда как у российских НПЗ данный показатель составляет в среднем не более 5,1. Стратегия Российской Федерации, направленная на углубление переработки углеводородного сырья, на модернизацию отечественной промышленности, требует от нефтепереработчиков и нефтехимиков эффективных действий для удовлетворения потребностей внутреннего рынка в высококачественных и обладающих высокой добавленной стоимостью нефтепродуктах как альтернативы экспорту нефти. Поэтому в 2011 году крупнейшими нефтяными компаниями страны, Федеральной антимонопольной службой, Ростехнадзором и Росстандартом были подписаны четырехсторонние соглашения по технологическому перевооружению и модернизации нефтеперерабатывающих производств. К числу важнейших задач по модернизации предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности Российской Федерации относятся: переход от торговли сырой нефтью к торговле нефтепродуктами и продуктами нефтехимии; производство нефтепродуктов, соответствующих действующим требованиям экологических стандартов; модернизация действующих предприятий, строительство новых производств в целях увеличения глубины и комплексности переработки углеводородного сырья; развитие отечественных технологий переработки газового и нефтяного сырья. Настоящая Стратегия учитывает основные положения Программы развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на годы и в то же время актуализирует целевые показатели развития отраслей топливноэнергетического комплекса республики на основе достигнутых результатов и отраслевых трендов. Так, например, внедрение предприятиями нефтяной промышленности Республики Татарстан новых технологий в процессах добычи нефти, в том числе высоковязкой, и геологоразведки обеспечило уже в период с 2006 по 2013 год добычу нефти в объеме 259,7 млн. тонн и прирост запасов углеводородного сырья в объеме 304,4 млн. тонн (при плановых объемах в 246,7 и 259 млн. тонн соответственно).
10 4 Таким образом, бурное развитие в мире добычи трудноизвлекаемых запасов нефти и нетрадиционных источников углеводородов, истощение в Республике Татарстан запасов «легкой» нефти, разработка и внедрение новых технологий в нефтепереработке, продолжение реформирования российской энергетической системы привели к необходимости разработки настоящей Стратегии. II. ЦЕЛИ, ЗАДАЧИ И МЕХАНИЗМЫ ГОСУДАРСТВЕННОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН Целью настоящей Стратегии является обеспечение устойчивого развития минерально-сырьевой базы топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан и максимально эффективного использования топливно-энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для обеспечения роста валового регионального продукта и повышения качества жизни населения республики. Для достижения указанной цели и удовлетворения внутреннего и внешнего спроса на энергоресурсы требуется решение следующих основных задач: повышение эффективности геологоразведочных работ, обеспечение рационального недропользования на основе внедрения инновационных технологий полного, энерго- и ресурсосберегающего извлечения углеводородного сырья из недр и его комплексной, глубокой переработки; развитие рынка сервисных и инжиниринговых услуг, предоставляемых отечественными компаниями в сфере недропользования; модернизация существующей и создание новой отраслевой энергетической инфраструктуры промышленной и социальной сферы Республики Татарстан; дальнейшее совершенствование отраслевого налогового законодательства как инструмента, стимулирующего деятельность хозяйствующих субъектов в инвестиционной, инновационной, энергосберегающей и экологической сферах. Кроме того, для максимально эффективного использования топливно-энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора необходимо обеспечить: нормативную надежность работы производственной структуры энергетического сектора за счет достаточных резервов производственной мощности, пропускной способности энергетических коммуникаций и создания рациональных резервов топлива; уменьшение энергоемкости и электроемкости валового регионального продукта за счет совершенствования структуры и технологического обновления отраслей экономики. Поставленные задачи будут решаться с использованием следующих мер и механизмов государственной энергетической политики в пределах полномочий Республики Татарстан: применение института государственного представительства в органах управления предприятий топливно-энергетического комплекса для обеспечения достижения целевых показателей, установленных в настоящей Стратегии; совершенствование мер законодательного регулирования в вопросе предоставления земельных участков для целей недропользования;
11 5 применение налогового стимулирования при реализации предприятиями топливно-энергетического комплекса приоритетных инвестиционных и инновационных проектов; ликвидация сетевых ограничений для конкуренции на рынке электроэнергии (мощности); содействие переводу оборудования на существующих котельных на газотурбинное оборудование, обеспечивающее комбинированное производство электрической и тепловой энергии; внедрение системы экономической мотивации энергосбережения через разработку нормативов и целевых показателей энергоэффективности; стимулирование использования газомоторного топлива вместо традиционных нефтяных видов для автомобильного транспорта через расширение существующей сети автомобильных газонаполнительных компрессорных станций; инициирование принятия нормативных правовых актов, направленных на развитие и модернизацию предприятий топливно-энергетического комплекса; стимулирование к применению на производстве экологических стандартов в целях уменьшения негативного влияния добычи, производства, транспортировки и потребления энергоресурсов на окружающую среду, климат и здоровье людей; обеспечение глубокой модернизации отраслей топливно-энергетического комплекса и энергетической инфраструктуры, в том числе за счет расширения использования механизма государственно-частного партнерства; содействие предприятиям топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан во включении их в федеральные целевые и государственные программы. III. РАЗВИТИЕ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН 1. Общая характеристика нефтегазового комплекса Республики Татарстан Топливно-энергетический комплекс Республики Татарстан включает в себя нефтедобычу и нефтепереработку, энергетику и систему газоснабжения. Входящие в состав топливно-энергетического комплекса республики отрасли взаимосвязаны в рамках цепочки потребляемого сырья и энергоресурсов. Топливно-энергетический комплекс республики является основой ее экономики. По итогам 2014 года предприятиями комплекса выпущено 50 процентов объема промышленного производства, обеспечено 75 процентов прибыли региона. Доля топливно-энергетического комплекса в валовой добавленной стоимости составила 47,5 процента. Основой нефтегазового комплекса является нефтедобыча. Нефть добывается на территории 22 муниципальных районов Республики Татарстан. Разрабатываемые месторождения сосредоточены на Южно-Татарском своде, юго-восточном склоне Северо-Татарского свода и восточном борту Мелекесской впадины (рис.1).
12 6 Рисунок 1. Схема расположения лицензионных площадей на геологическое изучение, разведку и добычу нефти и нераспределенного фонда недр Республики Татарстан
13 7 За период годов при суммарном объеме нефтедобычи в Республике Татарстан 292,8 млн. тонн прирост запасов промышленных категорий составил 327,4 млн. тонн. Действующий лицензионный фонд на право пользования недрами нефтяных месторождений и участков недр с целью поиска и оценки месторождений углеводородного сырья состоит из 146 лицензий, в том числе 62 принадлежат ОАО «Татнефть», 83 малым нефтяным компаниям (далее МНК), 1 ОАО «Башнефть». По состоянию на 1 октября 2014 года структура лицензионного фонда углеводородного сырья следующая: 114 лицензий на разведку и добычу; 31лицензия на поиск, разведку и добычу; 1 лицензия на геологическое изучение недр. С целью повышения эффективности использования ресурсов углеводородного сырья в Республике Татарстан реализуется стратегия диверсификации структуры промышленного производства, организации и дальнейшего развития комплексной, углубленной переработки нефти. С 2005 по 2014 год в Татарстане в результате реализации крупных инвестиционных проектов доля продукции нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности в структуре промышленного производства выросла с 20,8 до 37,1 процента на фоне сокращения вклада нефтяной промышленности с 39,4 до 22,4 процента. Ежегодно на территории республики добывается около 33 млн. тонн нефти. Нефтедобывающая отрасль Татарстана представлена предприятиями ОАО «Татнефть», на долю которого приходится порядка 80 процентов добываемой нефти, и 33 МНК. По объемам годовой добычи в 2014 году ОАО «Татнефть» занимает шестое место в Российской Федерации среди нефтяных компаний. В 2014 году в Республике Татарстан добыто 33,1 млн. тонн нефти и около 960 млн. куб.метров попутного нефтяного газа, в том числе 26,2 млн. тонн нефти и 884,9 млн. куб.метров попутного газа в ОАО «Татнефть». Республика Татарстан является одним из лидеров нефтяной промышленности страны по степени утилизации попутного газа. В настоящее время этот показатель по всем нефтяным компаниям республики составляет 95 процентов (таблица 1). Добыча и утилизация попутного нефтяного газа в Республике Татарстан Таблица 1 Наименование показателей Добыча попутного газа, 874,6 871,5 882,2 824,1 882,7 943,8 960 млн. куб.метров Прием на переработку, 800,1 802, ,7 832,7 844,9 909,5 млн. куб.метров Степень утилизации, процентов 91, ,7 92,9 94,3 89,5 95
14 8 2. Современное состояние минерально-сырьевой базы углеводородов Республики Татарстан В настоящее время ввиду естественного истощения и длительного срока эксплуатации основных крупных нефтяных месторождений сформировалась устойчивая тенденция ухудшения сырьевой базы нефтяной промышленности Российской Федерации. Доля активных запасов, которые обеспечивают 70 процентов всей нефтедобычи в стране, сократилась до 40 процентов. Степень их выработки увеличилась до 75 процентов. Доля трудноизвлекаемых запасов составляет 60 процентов, степень их выработки остается низкой (до 30 процентов). В Республике Татарстан доля трудноизвлекаемых запасов еще более существенна и составляет 78,4 процента. В Российской Федерации c 2006 года обеспечивается расширенное воспроизводство запасов. Состояние восполнения запасов нефти в Российской Федерации приведено в таблице 2. Таблица 2 Состояние воспроизводства запасов нефти в Российской Федерации за годы Наименование показателя г г г г г Прирост запасов нефти, млн. тонн 2. Добыча нефти, млн. тонн 3. Воспроизводство минерально-сырьевой базы, % ,4 518,0 523,4 526, ,6 136,8 131,3 121,3 100,6 В настоящее время в Российской Федерации в разработке находятся около 1600 нефтяных месторождений, и после периода стабилизации добыча нефти с 2000 года вновь начала расти. В 2010 году объем нефтедобычи превысил 500 млн. тонн, достигнув 505 млн. тонн. Данные показатели превышают прогнозные годовые уровни нефтедобычи, приводимые в Энергетической стратегии России на период до 2030 года и в Генеральной схеме развития нефтяной отрасли до 2020 года (таблица 3). Таблица 3 Уровни добычи нефти в Российской Федерации за период с 2008 по 2014 год Добыча нефти, млн. тонн в год Фактическая 488,1 494,2 505,2 511,0 518,0 523,4 526,7 ЭС ,0 494,0 494,0 494,0 495, Генсхема Российской Федерации: плановый вариант проектный вариант 488,0 488,0 494,0 494,0 496,0 496,0 484,0 505,0 473,0 513,
15 9 Резервом дальнейшего развития нефтедобычи в стране, восполнения сырьевой базы нефти и газа является увеличение масштабов внедрения методов увеличения нефтеотдачи (далее МУН) и вовлечение в разработку запасов высоковязкой нефти (далее ВВН), сверхвысоковязкой нефти (далее СВН), а также запасов в слабопроницаемых коллекторах. Анализ показал, что коэффициент извлечения нефти в Российской Федерации неизменно падал с 1965 года. Только в последние годы наметилась тенденция его стабилизации. В Республике Татарстан с 1995 по 2013 год по месторождениям ОАО «Татнефть» КИН вырос с 0,42 до 0,47. Сравнительная динамика изменения КИН в Российской Федерации и Республике Татарстан приведена на рисунке 2. Рисунок 2. Динамика проектной нефтеотдачи в России, Татарстане, США и Ханты-Мансийском автономном округе. Причинами снижения КИН являются: неадекватный реальному геологическому строению подбор технологий разработки и методов увеличения нефтеотдачи пластов; разбалансирование систем разработки за счет вывода из эксплуатации огромного (до 50 процентов и более) эксплуатационного фонда скважин в некоторых нефтяных компаниях; опережающая выработка наиболее продуктивных пластов в целях получения максимальной прибыли при наименьших затратах; резкое сокращение применения методов повышения нефтеотдачи пластов и поиска новых эффективных технологий увеличения КИН; отсутствие мер налогового стимулирования при разработке и внедрении современных третичных методов повышения нефтеотдачи. В современных условиях все более актуальным становится не абсолютный рост добычи, а экономика ее добычи, обеспечение углубленного передела углеводородного сырья внутри страны на предприятиях нефтепереработки и нефтехимии. В Республике Татарстан по состоянию на 1 января 2015 года в Государственном балансе запасов учтены 205 нефтяных месторождений с суммарными извлекаемыми запасами нефти категории А+В+С1 в размере 928,3 млн. тонн. Объем предварительно оцененных запасов категории С2 175,2 млн. тонн, ресурсов
16 10 категории Д1+Д2 862,1 млн. тонн. Накопленная добыча нефти по республике с момента начала промышленной разработки нефтяных месторождений составила 3181,2 млн. тонн. По оценке независимой компании «Миллер энд Ленц, Лтд.», по состоянию на 1 января 2014 года подтвержденный объем запасов промышленных категорий по ОАО «Татнефть» составляет 847,3 млн. тонн. Рисунок 3. Распределение добычи нефти ОАО «Татнефть» по выработанности месторождений Рисунок 4. Структура извлекаемых запасов нефти категории А+В+С1 по месторождениям ОАО «Татнефть» по состоянию на Восполнение добычи нефти запасами по данным ОАО «Татнефть» и МНК показано в таблицах 4 и 5.
17 11 По состоянию на 2014 год по ОАО «Татнефть» воспроизводство минеральносырьевой базы (далее ВМСБ) составляет 142 процента, по малым нефтяным компаниям республики 141,4 процента. Таблица 4 Динамика восполнения добычи нефти запасами по ОАО «Татнефть» Наименование показателя Добыча нефти, млн. тонн 25,3 25,4 25,7 25,8 25,9 25,9 25,9 26,0 26,1 26,2 2. Прирост запасов по категории C 1 +С 2 (с учетом списания запасов), млн. тонн, в том числе 6,6 33, ,2 47,2 24,8 20,3 18,4 34,4 37,2 за счет ГРР 2,7 27, ,4 39,3 21,1 8,5 16, ,7 за счет изменения КИН и переоценки 3, ,8 7,9 3,7 11,8 1,9 21,4 26,5 3. Воспроизводство минеральносырьевой базы, % 26,1 132,7 85,6 62,8 182,2 95,8 78,4 70,8 131,8 142 по данным ОАО «Татнефть» Динамика восполнения добычи нефти запасами по МНК Наименование показателя Таблица 5 1. Добыча нефти, млн. тонн 5,5 6,0 6,3 6,6 6,8 6,7 6,8 6,9 6,9 7,0 2. Прирост запасов по категории 3,1 11,2 8,5 13,9 21,1 33,2 16,2 18,4 15,4 9,9 C 1 +С 2 (с учетом списания запасов), млн. тонн, в том числе за счет текущих ГРР 1,7 4,3 2,2 12,2 6,8 6,7 11,9 16,0 12,7 7,8 за счет изменения КИН и переоценки 1,4 6,9 6,3 1,7 14,3 26,5 4,3 2,4 2,7 2,1 3. Воспроизводство минеральносырьевой 56,4 186,7 134,9 210,6 310,3 495,5 238,2 266,7 223,2 141,4 базы, % по данным МНК 3. Воспроизводство минерально-сырьевой базы углеводородов Республики Татарстан Возможности прироста запасов за счет традиционных геологоразведочных работ (далее ГРР) устойчиво сокращаются по мере увеличения разведанности территории. Татарстан является одной из наиболее разведанной в геологическом отношении территорией среди субъектов Российской Федерации. В настоящее время в республике доля прироста запасов за счет ГРР составляет около 40 процентов. К 2030 году значительная доля прироста будет осуществляться за счет запасов СВН и природных битумов пермских отложений, доманиковых отложений, наименее изученных к настоящему времени
18 12 При выборе направлений ГРР, наряду с вопросами эффективности интегрального прироста запасов, необходимо руководствоваться вопросами их качества, а именно доли запасов, которые можно ввести в активную и рентабельную разработку. Для МНК, учитывая ограниченность перспектив опоискования неразведанных участков на лицензионных территориях, а также запасов и ресурсов категорий С2+С3, приоритетами ГРР должны стать вопросы: повышения КИН; переоценки запасов действующих месторождений с уточнением кондиционных значений пород-коллекторов, геолого-гидродинамических моделей; внедрения инновационных технологий разведки; доразведки эксплуатируемых месторождений. В таблице 6 приведены требуемые объемы поисково-разведочного бурения, обеспечивающие расширенное воспроизводство запасов. За период годов прирост запасов по Республике Татарстан составит 721 млн. тонн, суммарный объем добычи нефти 566,84 млн. тонн. Стабилизация добычи нефти в Республике Татарстан с небольшими темпами прироста в годах будет обеспечена за счет: роста объемов поисково-разведочного бурения; увеличения объема бурения скважин с горизонтальными окончаниями по новым технологиям (горизонтальные скважины на девонские отложения, многозабойные скважины на карбонатные коллекторы, боковые горизонтальные стволы на разрабатываемых месторождениях, в т.ч. с включением в конструкцию горизонтальных скважин импортозамещающих водонабухающих пакеров ЗАО «КВАРТ»); внедрения системных технологий МУН; расширения объемов работ по вводу в разработку месторождений (залежей) битуминозных нефтей тепловыми методами; ввода в эксплуатацию залежей, участков со слабопроницаемыми коллекторами; внедрения новых технологий разработки залежей ВВН и СВН (таблица 7). Кроме того, значительным резервом расширения внедрения отраслевых инноваций является создание в Республике Татарстан научного полигона по отработке в полевых условиях инновационных технологий более высоких поколений. Работа по организации данного полигона ведется ОАО «Татнефть» совместно с Министерством природных ресурсов и экологии Российской Федерации.
19 13 Объемы прироста запасов, сейсморазведочных работ, поисково-разведочного бурения Таблица 6 Наименование показателя Объемысейсморазведочных работ ОАО «Татнефть» в том числе 2Д, покм МНК 2018 Прирост запасов, млн. тонн 24,8 20,3 18,4 34,4 37,2 26,5 27,4 28,1 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 27,0 568,1 3Д, кв.км Объем поисково-разведочного бурения, тыс. метров ,8 19,1 22,0 19,2 14,3 18,0 18,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 409,4 Прирост запасов, млн. тонн 28,7 16,2 18,4 15,4 9,9 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 192,6 Объемы сейсморазведочных работ, покм Объем поисково-разведочного бурения, тыс. метров Прирост запасов, млн. тонн 53,5 36,5 36,8 49,8 47, ,9 34,6 33,5 33,5 33,5 33,5 33,5 33,5 33,5 33,5 33,5 33,5 33,5 33,5 33,5 760,7 Всего по РТ Объем поисково-разведочного 59,8 62, ,2 43, ,1 бурения, тыс. метров г
20 14 Объем добычи нефти, эксплуатационного бурения и ввода новых добывающих скважин Таблица 7 ОАО «Татнефть» МНК Всего по РТ Наименование показателя г Добыча нефти, тыс. тонн в том числе Ашальчинское месторождение СВН, тыс. тонн Эксплуатационное бурение *, тыс. метров Ввод новых добывающих скважин Бурение вторых боковых стволов (БС, БГС) Добыча нефти, тыс. тонн Эксплуатационное бурение, тыс. метров Ввод новых добывающих скважин Добыча нефти, тыс. тонн Эксплуатационное бурение, тыс. метров Ввод новых добывающих скважин * с учетом бурения на СВН
21 15 Первоочередные резервы прироста запасов и добычи нефти в Республике Татарстан приведены в таблице 8. Потенциал увеличения запасов углеводородов и нефтедобычи в Республике Татарстан Мероприятия и ресурсы Традиционные нефтяные объекты Инновационное проектирование разработки По крупнейшим месторождениям, находящимся на поздней стадии разработки: применение новых методов геологических исследований пород и пластовых флюидов, новых методов геофизических и гидродинамических интерпретаций скважин; создание новых геолого-гидродинамических моделей; применение новых систем разработки; внедрение новейших МУН на высокообводненных участках залежи, специальных режимов эксплуатации, автоматизированных систем контроля и учета водопотребления; разработка способов извлечения части остаточных запасов нефти. По мелким и средним месторождениям, дающим более 38% добычи Республике Татарстан: разработка залежей в карбонатных коллекторах (балансовые запасы 2,6 млрд. тонн, извлекаемые 440 млн. тонн, КИН 0,17, от 0,11 до 0,25); разработка залежей нефти повышенной вязкости и высоковязких нефтей (КИН от 0 до 0,3). Таблица 8 Ожидаемые результаты прирост извлекаемых запасов около 1 млрд. тонн. Увеличение КИН с 0,4-0,5 до 0,6-0,7. прирост извлекаемых запасов на 400 млн. тонн. Увеличение КИН до 0,25-0,4. 4. Развитие нефтедобычи в Республике Татарстан Дальнейшее развитие нефтедобычи месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, связано с решением задач: повышения нефтеизвлечения дренируемых запасов; обеспечения ввода в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти путем внедрения третичных методов увеличения нефтеотдачи пластов. Широкое применение осваиваемых нефтяными компаниями Татарстана технологий горизонтального бурения (горизонтальные скважины, разветвленные горизонтальные скважины, многозабойные скважины, боковые стволы), одновременно-раздельная эксплуатация и тепловые методы, все это позволяет эффективно наращивать добычу нефти из дренируемых запасов. На малоэффективных месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти необходимы совершенно новые подходы к разработке. Главным условием обеспечения их рентабельной разработки является выделение оптимальных размеров эксплуатационных объектов с близкими коллекторскими свойствами,
22 16 типом коллекторов и насыщающих их флюидов. В условиях Республики Татарстан наибольшее применение нашли разработанные специалистами Татарстана комплексные технологии повышения эффективности разработки залежей нефти: в слабопроницаемых и глинистых терригенных коллекторах; в терригенных коллекторах, содержащих ВВН; в карбонатных коллекторах. Планируемые до 2030 года объемы дополнительной добычи за счет МУН и обработки призабойной зоны (далее ОПЗ) показаны соответственно на рисунке 5. Рисунок 5. Планируемые до 2030 года объемы дополнительной добычи за счет МУН и ОПЗ. На рисунке 6 приведены направления обеспечения воспроизводства запасов по МНК до 2030 года. Рисунок 6. Направления обеспечения воспроизводства запасов по МНК.
23 17 Перспективный объем добычи нефти по экспертным данным Академии наук Республики Татарстан в целом по республике, по ОАО «Татнефть» и МНК представлен на рисунке 7. Рисунок 7. Добыча нефти по Республике Татарстан до 2030 года В целях обеспечения устойчивой нефтедобычи, расширенного воспроизводства запасов углеводородного сырья необходимо: всем МНК провести детальный анализ фактического состояния дел с приростом запасов за счет ГРР, повышения КИН, определив реальные приросты за счет ГРР и реальные извлекаемые запасы при выполнении принятых проектных решений по имеющимся методам; провести детальный анализ извлекаемых запасов по месторождениям с дифференциацией их по выделенным группам и категориям; уточнить геолого-гидродинамические модели с новым подходом; запроектировать на этой основе новые системы разработки, обеспечивающие как минимум утвержденные значения КИН либо более высокие с учетом новых инновационных подходов. Одновременно необходимо провести работу по объективной оценке дополнительной добычи отдельно за счет МУН и ОПЗ. Для определения адресной стратегии развития все МНК Республики Татарстан можно разделить на три категории (таблица 9): низкие темпы разработки и достаточно высокая степень обеспеченности запасами нефти; сравнительно высокие темпы разработки при низкой обеспеченности запасами нефти; крайне низкие темпы разработки при высокой обеспеченности запасами нефти.
24 Наименование МНК Начальные извлекаемые запасы, тыс.тонн 18 Характеристика МНК Республики Татарстан в разрезе категорий Накопленная добыча нефти, тыс.тонн Текущие извлекаемые запасы, тыс.тонн Запасы нефти, тыс. тонн С2 С3 Добыча нефти в 2013 году, тыс.тонн Обеспеченность запасами, лет Темп от текущих извлекаемых запасов, % Прирост запасов в 2013 году, тыс.тонн Таблица 9 Средний дебит по нефти, тонн/сутки МНК с низкими темпами разработки ЗАО «Татнефтетодача» ,1 53 1, ,1 ОАО «СМП-Нефтегаз» ,2 19 5, ,7 ОАО «ГРИЦ» ,0 27 3, ,6 ОАО «Меллянефть» ,0 29 3, ,8 ОАО «Татойлгаз» ,5 28 3, ,2 «ТНП-Зюзеевнефть» ,7 33 3,06-4,4 ОАО «Татнефтепром» ,7 70 1, ,4 ТПП «ТатРИТЭКнефть» ,3 60 1, ,8 ЗАО «Кара-Алтын» ,1 65 1, ,5 ООО «ВУМН» ,6 50 2,01-5,4 ОАО «Шешмаойл» ,6 40 2, ,0 ОАО «Иделойл» ,0 56 1,79-2,5 ОАО «Кондурчанефть» ,4 82 1, ,3 ОАО «Булгарнефть» ,2 34 2, , ,3 48 2, МНК с проблемами обеспеченности запасов нефти ЗАО «Татех» ,2 20 4, ,0 ЗАО «Алойл» ,4 14 6,94-4,1 ООО «Татнефть-Геология» ,6 21 4, ,6 ЗАО «Геотех» ,4 20 4, ,9 ОАО «Акмай» ,4 14 7,25-4,2 ЗАО «Геология» ,6 15 6, ,3 ООО «ТНГК-Развитие» ,3 18 5,60-5,3 ЗАО «Охтин-Ойл» ,0 16 6,26-5,5 ЗАО «Троицкнефть» ,3 30 3, ,5 ОАО «МНКТ» ,9 41 2,42-3, ,9 21 4, Проблемные МНК ООО «Карбон-Ойл» , ,81-2,0 ОАО «Елабуганефть» ,9 73 1,37-2,0 ОАО «Нократойл» ,3 87 1,15-2,2 ООО «Трансойл» ,6 33 3,07-3,6 ООО «Нурлатская нефтяная , ,28-1,8 компания» ЗАО «Макойл» ,2 62 1,61-1,5 ЗАО «Селенгушнефть» , ,67-1,7 ЗАО «ВЕЛЛойл» , ,72-2,4 ОАО «Дружбанефть» ,6 41 2, , ,1 63 1,
25 19 Основной задачей первой группы МНК является работа по повышению темпов разработки эксплуатационных объектов до 5-6 процентов отбора от начальных извлекаемых запасов в год. Это может быть обеспечено за счет увеличения соотношения количества нагнетательных скважин к добывающим, широкого применения наиболее эффективных МУН и ОПЗ. Для второй группы МНК наряду с выполнением запланированных объемов ГРР актуально применение МУН, наиболее адекватно соответствующих геологическому строению месторождений. В данном случае необходимо проведение анализа эффективности применения МУН в данных геологических условиях выбор наиболее эффективных из них и составление специальных проектов их внедрения. Все это позволит увеличить извлекаемые запасы нефти. Одновременно необходимо пересмотреть фонд скважин для составления мероприятий по доразведке эксплуатируемых месторождений. Третья группа МНК осваивает наиболее сложные месторождения. Здесь необходимо составление 2-3 проектов инновационной разработки с проведением фундаментальных исследований нефтевытеснения на материалах (керн, пластовые флюиды, пробуренные скважины) конкретных проблемных месторождений. По результатам этих работ можно будет сделать вывод о дальнейшей судьбе месторождений данной группы. 5. Проблемы и перспективы освоения месторождений нетрадиционных углеводородов Республики Татарстан К категории нетрадиционных углеводородов относятся тяжелая нефть, природные битумы, битумоносные пески, нефтеносные сланцы. Кроме того, к этой категории относятся нетрадиционные ресурсы газа: угольные месторождения, водорастворенные газы, газы сланцевых и плотных формаций (рис. 8). Мировые ресурсы нетрадиционных нефтей оцениваются в 1,3-1,4 трлн. тонн. Из них при существующих технологиях добычи может быть рентабельно извлечено до 171,5 млрд. тонн углеводородов. Рисунок 8. Геологические ресурсы, млрд. тонн условного топлива (по Белонину М.Д.)
26 Сверхвязкие нефти и природные битумы пермского комплекса отложений Республики Татарстан Битумы пермских отложений Татарстана представляют собой окисленные высоковязкие нефти жидкой, полужидкой и твердой консистенции (вязкость от 600 до 1 млн. спз), с высоким содержанием серы (3,7 7,0 процента), с содержанием масел от 5,8 до 88,0 процента, смол от 8,7 до 57,0 процента, асфальтенов от 3,3 до 61,0 процента. Анализ результатов разведочных работ и лабораторных исследований керна подтвердил сходство строения залежей битумов с нефтяными залежами. Битумсодержащие отложения представляют собой скопления с содержанием битумов от 1 до 20 процентов к весу породы (40 98 процентов к объему пор), с определенными границами, за которыми битумонасыщенность снижается до 1 процента и ниже. Опираясь на принятую мировую классификацию углеводородов, в целях определения потенциала применения современных методов увеличения нефтеотдачи залежи углеводородов можно разделить: на содержащие маловязкие (легкие) нефти, вязкостью до 10 мпа с; повышенной вязкости, вязкостью до 200 мпа с; высоковязкие, вязкостью от 200 до мпа с; сверхвязкие, тяжелые нефти, вязкостью от 1000 до мпа с; природные битумы (далее ПБ), вязкостью более мпа с. Исходя из этой классификации, углеводороды пермского осадочного комплекса Республики Татарстан относятся к СВН и ПБ. Ресурсы углеводородного сырья в пермских отложениях Республики Татарстан оценивались различными авторами в течение более 30 лет во второй половине прошлого столетия. Эти оценки колебались от 4 до 21 млрд. тонн и даже с учетом северных районов республики (почти до 40 млрд. тонн). Наиболее вероятный объем ресурсов составляет 7 8,7 млрд. тонн, в том числе приоритетные для освоения ресурсы 1,5 2 млрд. тонн, принятые геологической службой объединения «Татнефть» в 1974 году. С 1978 года полигоном для отработки скважинных технологий добычи ПБ стали два месторождения: Мордово- Кармальское и Ашальчинское. За прошедшие годы на данных месторождениях были разработаны и прошли апробацию технологии: отбора керна в рыхлых битумоносных песчаниках специально созданным керноотборником; опробования битумных скважин; инициирования внутрипластового горения с применением термогазового генератора, высокочастотного электромагнитного поля, пара, электронагревательной установки УЭСК-100; термоциклического воздействия на битумонасыщенный пласт воздухом, паром и парогазом; площадной закачки воздуха, пара и парогаза; изменения фильтрационных потоков; извлечения ПБ методом низкотемпературного окисления.
27 21 Кроме того, были отработаны методика поиска и разведки месторождений пермских тяжелых нефтей, оконтуривания залежей вязкой нефти и ВВН, технологии изучения добывных возможностей пластов в различных структурно-геологических условиях локального поднятия. Проведенные исследования и опытно-промышленные работы по разработке скважинных методов извлечения битумов показали перспективность разработки залежей ПБ с применением тепловых методов (внутрипластовое горение, вытеснение паром, парогаз, волновые МУН, сочетание горизонтального бурения с парогравитацией). На опытном участке Мордово-Кармальского месторождения при разработке скважинными методами с применением внутрипластового горения получена высокая нефтеотдача около 35 процентов. В дальнейшем в ОАО «Татнефть» на основе принципов технологии SAGD (метод парогравитационного дренажа) создан комплекс собственных технологий разработки месторождений СВН, который был отмечен премией Правительства Российской Федерации в области науки и техники 2012 года. Прогнозные уровни добычи СВН на Ашальчинском месторождении с применением отработанных к настоящему времени технологий при текущем состоянии геологической изученности приведены на рисунке 9. Рисунок 9. Прогнозный вариант развития проекта освоения залежей СВН ОАО «Татнефть» на Ашальчинском месторождении Нетрадиционные углеводороды, в том числе из сланцевых отложений За последнее десятилетие мировой рынок энергоносителей существенно изменился благодаря вводу в эксплуатацию месторождений нетрадиционных углеводородов, прежде всего, углеводородов из сланцевых отложений. В отличие от
28 22 традиционных углеводородов они сосредоточены в сложных для освоения скоплениях либо рассеяны в непродуктивной среде. Данные углеводороды плохо подвижны или неподвижны в пластовых условиях недр, в связи с чем нуждаются в специальных способах извлечения из недр, что повышает их себестоимость. По оценке зарубежных экспертов, в 2008 году извлекаемые ресурсы сланцевой нефти на планете определены в 820,0 млрд. тонн. По данным Международного энергетического агентства, извлекаемые запасы сланцевой нефти только по 33 странам на открытых 600 месторождениях на 1 января 2013 года оцениваются в пределах 450 млрд. тонн. Учитывая, что запасы сланцевой нефти значительно превышают объем традиционных запасов, в настоящее время все вертикально-интегрированные нефтяные компании России ведут научно-исследовательские и опытнопромышленные работы по выработке методики разработки месторождений сланцевой нефти. На территории Татарстана перспективы развития нефтесланцевых полей связаны, в первую очередь, с породами доманикоидной формации верхнего девона с семилукским (доманиковым) горизонтом, а также с речицким (мендымским) горизонтом и доманикоидными формациями центральной и бортовой зон Камско- Кинельской системы прогибов. В частности, нефтеносность семилукского и речицкого горизонтов установлена на ряде площадей Ромашкинского месторождения, в пределах Ерсубайкинского, Березовского и др. месторождений. Научно-исследовательские работы по оценке нефтеперспективности сланцевых отложений на территории Республики Татарстан ведутся Академией наук Республики Татарстан. В ОАО «Татнефть» реализуются ежегодные программы по изучению месторождений нетрадиционных углеводородов. В рамках этих программ выполнен гидроразрыв пласта по одному из сланцевых отложений на Бавлинском месторождении, достигнут дебит 8 тонн в сутки. На баланс компании в 2014 году поставлены 26 млн. тонн запасов промышленных категорий из доманиковых отложений Бавлинского месторождения. В качестве других возможных источников углеводородов на уровне гипотезы отраслевой научной общественностью обсуждается теория пополнения нефтяных месторождений углеводородами из глубин Земли, из кристаллического фундамента через флюидопроводящие каналы, а также возможность подземной газификации углей из отложений нижнего карбона с дальнейшим использованием дополнительного выделяемого тепла для термической добычи ВВН. 6. Нефтеперерабатывающая промышленность Нефтеперерабатывающая промышленность является относительно молодой отраслью Республики Татарстан. Ее формирование проходило в рамках реализации программных документов, принимаемых на уровне Правительства Республики Татарстан начиная с 1999 года. В настоящее время на долю Татарстана приходится около 6 процентов объема добычи нефти в Российской Федерации, а с вводом в эксплуатацию в 2012 году
29 23 комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов ОАО «ТАНЕКО» (далее Комплекс «ТАНЕКО») более 6 процентов всего объема российской нефтепереработки. Отрасль формирует около 17 процентов общереспубликанского объема промышленного производства и 14 процентов объема сальдированной прибыли. Нефтеперерабатывающая промышленность Республики Татарстан представлена нефтеперерабатывающим комплексом ОАО «ТАИФ-НК» и Комплексом «ТАНЕКО», входящим в состав ОАО «Татнефть». В настоящее время ОАО «ТАИФ-НК», объединяющее Нефтеперерабатывающий завод, Завод бензинов и производство по переработке газового конденсата, ежегодно перерабатывает более 8,4 млн. тонн углеводородного сырья. Среди НПЗ Российской Федерации ОАО «ТАИФ-НК» занимает седьмое место по глубине переработки с показателем 75,6 процента, значительно превышающим среднеотраслевой уровень 2014 года 72,4 процента. Строительство Комплекса «ТАНЕКО» было начато в 2005 году ОАО «Татнефть» в целях организации собственной переработки добываемой нефти. Проект реализуется поэтапно, в условиях совмещенного проектирования, поставок оборудования, строительства с опережающим вводом в эксплуатацию производственных мощностей. Действующие производственные мощности Комплекса «ТАНЕКО» представлены производствами: первичной переработки нефти; гидрокрекинга и базовых масел; серы; инфраструктурного обеспечения. Среднегодовой показатель глубины переработки нефти составил 73,54 процента. Производство выведено на уровень нагрузки 115 процентов от проектной (7 млн. тонн в год) мощности. НПЗ Республики Татарстан продолжают работу по дальнейшему развитию мощностей, что в перспективе позволит полностью удовлетворить потребности республики в качественном моторном топливе, улучшить сырьевое обеспечение нефтехимических производств, а также в значительной степени нарастить экспортные поставки нефтепродуктов. С 2006 по 2014 год в Республике Татарстан значительно сократилась доля экспорта нефти в объеме нефтедобычи с 62,0 до 39,5 процента. Объем первичной переработки нефти на НПЗ ОАО «ТАИФ-НК», Комплексе «ТАНЕКО» вырос с 6,8 млн.тонн в 2005 году до 17,1 млн. тонн в 2014 году. Динамика добычи и переработки нефти в Республике Татарстан Таблица Наименование показателя 1. Добыча нефти, млн. тонн 30,7 31,3 31,9 32,3 32,5 32,4 32,5 32,7 32,9 33,1 2. Переработка нефти, млн. тонн 6,8 7,7 7,8 7,9 7,56 8,35 10,65 15,6 16,1 17,1 3. Экспорт нефти, млн. тонн 19,1 18,2 18,9 18,5 18,5 20,4 18,7 13,8 13,0 10,8
30 24 Основные цели развития нефтеперерабатывающей промышленности Татарстана на перспективу до 2030 года заключаются в следующем: достижение лучших технологических показателей, в том числе по глубине переработки нефти, отбору светлых нефтепродуктов; обеспечение соответствия товарной продукции требованиям современных мировых и законодательно установленных российских стандартов качества и технических регламентов; минимизация либо полное исключение производства нефтепродуктовполуфабрикатов, темных нефтепродуктов; обеспечение эффективной переработки тяжелой высокосернистой карбоновой нефти, распространенной в татарстанских месторождениях, с перспективой увеличения мощности по сырью до млн. тонн в год как общегосударственной стратегической задачи по снижению содержания высокосернистой нефти в общем экспортном потоке российской нефти; обеспечение минимальной зависимости от поставок вспомогательного сырья, необходимого для производства товарных высококачественных нефтепродуктов, а также заключение долгосрочных договорных отношений на поставку необходимого сырья, ввозимого из-за пределов республики; ориентация на энерго- и ресурсосбережение предприятий отрасли. Основной целью развития отрасли на перспективу до 2030 года является стабильное функционирование и дальнейшее формирование в Республике Татарстан технологически и экологически прогрессивной, конкурентоспособной нефтеперерабатывающей промышленности, ориентированной на обеспечение высокой глубины переработки нефти и природных битумов, выпуск сырья для химической и нефтехимической промышленности региона, производство нефтепродуктов, имеющих потенциал сбыта на российском и мировом рынках с учетом перспективных требований к их качеству. Задачи, которые необходимо решить для достижения данной цели: строительство опережающими темпами современных, основанных на использовании прогрессивных технологий мирового уровня, нефтеперерабатывающих производств, ориентированных на максимально глубокую переработку нефти (преимущественно высокосернистой, высоковязкой), природных битумов; участие в создании отечественных передовых технологий по переработке «нетрадиционной» нефти с обеспечением в дальнейшем технологического лидерства в этой области (с созданием в регионе соответствующих инновационных, инжиниринговых организаций, производителей оборудования и сопутствующей химической продукции (катализаторов и проч.)); ориентация новых производств на достижение мировых стандартов качества нефтепродуктов; обеспечение балансировки перспективных сырьевых потребностей региональной нефтехимии с планами развития нефтепереработки; встраивание отрасли в региональные и межрегиональные территориальноотраслевые кластеры, ориентированные на комплексную переработку природного сырья с выпуском конечной импортозамещающей и экспортоспособной продукции;
31 25 рациональное размещение новых производств, обеспечивающее сокращение транспортных и прочих инфраструктурных затрат с одновременной ориентацией на использование только тех технологий, которые обеспечат минимизацию экологического ущерба в местах базирования объектов нефтепереработки; формирование и поддержка региональных форм территориальной организации бизнеса и инновационной деятельности технопарков, бизнес-инкубаторов, образовательных кластеров и др., являющихся поставщиками новых технологий и кадров для отрасли; участие в создании альтернативных технологий топлива в целях диверсификации деятельности, минимизации рисков в случае перехода мирового сообщества после 2030 года на альтернативные топливные технологии, а также в интересах синергетического воздействия на другие сферы региональной экономики (которое, например, дает организация производства биоэтанола). В настоящее время основным проектом ОАО «ТАИФ-НК» является проект строительства Комплекса по глубокой переработке тяжелых остатков (далее КГПТО), после ввода которого нефтеперерабатывающая промышленность Российской Федерации пополнится эффективным нефтеперерабатывающим производством мирового стандарта. Основная цель данного масштабного, капиталоемкого стратегического проекта исключение производства топочного высокосернистого мазута с обеспечением роста выпуска светлых высоколиквидных нефтепродуктов, соответствующих мировым и европейским требованиям качества. При проектировании Комплекса предполагается внедрение передовых ресурсосберегающих технологий и мероприятий, позволяющих снизить негативное воздействие на окружающую среду от проектируемых и действующих объектов НПЗ. С пуском КГПТО, который планируется на 2016 год, глубина переработки нефти составит не менее 95 процентов, и переработка нефти станет практически безотходной. Весь выпускаемый перечень продукции Комплекса будет обладать улучшенными экологическими характеристиками: пониженным содержанием серы в нафте, автобензинах и дизельном топливе (не более 10 ррm), в сжиженных углеводородных газах. Эти высококачественные и ликвидные нефтепродукты будут реализовываться в Республике Татарстан и Российской Федерации, а также отгружаться на экспорт. Схема перспективного развития ОАО «ТАИФ-НК», учитывающая реализацию крупных инвестиционных проектов по новому строительству и модернизации действующих производств, представлена на рисунке 10.
32 26 Нефть S-1,8% масс. ЭЛОУ-АВТ-7 Дизельная фракция Керосиновая фракция Природный газ КГСД Мазут ПГК Нафта ДТ Керосин Водород ПБФ БГС ДТ Газовый конденсат Установка переработки газового конденсата -Планируемые установки -Существующие установки Метанол Отработанная ББФ Вакуумный газойль Природный газ Гудрон УВГ + СУГ Добавка VCC Водород Производство водорода Установка VCC Установка очистки газов и ГФУ Установка регенерации амина Установка отпарки кислой воды Производство битума Установка гранулирования остатка Вакуумный газойль Тяжелый газойль Нафта Дизельное топливо Сера Легкий газойль Кислый газ СУГ Производство серы Гранулированный остаток Битум Бензин газовый стабильный Сера СУГ Прямогонный бензин Дизельное топливо Евро-5 Топлив. газ (собств. нужды) Установка каталитического крекинга Технический керосин Авиакеросин ТБКК ББФ Л.бензин Компаундирование Автобензины Пр-95 Евро-5 Толуол Р-92 Евро-5 Этилбензольная фракция Производство высокооктановых компонентов автобензинов МТБЭ МТБЭ ТАМЭ ТАМЭ Отработанная ББФ Рисунок 10. Перспективная схема организации производств на ОАО «ТАИФ-НК»
33 27 Схема перспективного развития Комплекса «ТАНЕКО» по этапам представлена на рисунке 11. В рамках следующих этапов реализации проекта строительства Комплекса «ТАНЕКО» ведутся проектирование и строительство установки замедленного коксования и установки гидроочистки нафты. Ввод в эксплуатацию данных установок в 2015 году позволит прекратить выпуск топочного мазута, обеспечить отбор светлых нефтепродуктов на уровне 77 процентов и довести глубину переработки до 90 процентов. В годах планируется завершение строительства установок каталитического риформинга и изомеризации легкой нафты с дальнейшим пуском комплекса получения ароматических углеводородов. Данный набор установок позволит получать высококачественные автомобильные бензины и индивидуальные ароматические соединения: бензол, параксилол. В завершение первой очереди Комплекса «ТАНЕКО» планируется ввод в эксплуатацию установки каталитического риформинга, гидроочистки керосина и дизельного топлива, что позволит увеличить объемы производства моторного топлива высочайшего экологического класса «Евро-5». Ведутся работы по увеличению объема переработки нефти на Комплексе «ТАНЕКО» к 2020 году до 14 млн. тонн в год. Начато рабочее проектирование, строительство новой установки ЭЛОУ-АВТ-6. К 2030 году на Комплексе «ТАНЕКО» с учетом переработки 14 млн. тонн нефти планируется производить следующую товарную продукцию: сжиженные газы, нафту для нефтехимических производств; реактивное топливо; дизельное топливо (класс 5); автомобильный бензин (класс 5); бензол; параксилол; сера гранулированная; базовое масло 2 сст; базовое масло 4 сст; кокс товарный. В рассматриваемом сценарии развития нефтепереработки в период до 2030 года на всех нефтеперерабатывающих производствах Республики Татарстан предполагается более активный инвестиционно-инновационный процесс (данные по инвестициям представлены в таблице 11). Данный процесс будет финансироваться в основном за счет собственных средств предприятий, и результатом его станет не столько увеличение физических объемов выпуска, сколько техническое перевооружение действующих производств за счет внедрения новых технологий, разрабатываемых как собственными силами предприятий, так и сторонними организациями из Республики Татарстан и Российской Федерации. Предполагается, что к 2020 году научный и технологический потенциал нефтеперерабатывающей отрасли республики достигнет конкурентоспособного
34 28 уровня, и о собственных новых технологиях можно будет говорить как об экспортоспособном и импортозамещающем продукте. В результате реализации инвестиционных программ предприятий отрасли мощности по переработке нефти в Республике Татарстан возрастут с 14 млн. тонн в 2014 году до 22 млн. тонн с соответствующим ростом объемов выпуска и экспорта нефтепродуктов, а также поставкой нефтепродуктов и углеводородных газов на предприятия нефтехимии Республики Татарстан в рамках дальнейшего развития внутриреспубликанской кооперации по переработке углеводородного сырья (таблица 12). Объем инвестиций в развитие нефтеперерабатывающей отрасли Республики Татарстан Таблица 11 Наименование показателя Объем инвестиций в основной капитал предприятий нефтепереработки, млрд. рублей г г г г г г 140,5 202,8 119,9 58,3 6,9 7,1 По данным Татарстанстата и прогноза предприятий отрасли (без учета 2-ой очереди строительства Комплекса «ТАНЕКО») Перспективный объем перерабатываемой нефти в ОАО «ТАИФ-НК» и Комплексе «ТАНЕКО» Таблица 12 Наименование показателя Объем перерабатываемой нефти, млн. тонн в том числе 15,9 15,4 21,4 21,4 21,4 ОАО «ТАИФ-НК» 7,4 7,4 7,4 7,4 7,4 Комплекс «ТАНЕКО» 8,5 8,5 14,0 14,0 14,0 По прогнозным данным предприятий отрасли
35 29 Рисунок 11. Перспективная схема организации производств на ОАО «ТАНЕКО»
36 30 Объемы выпускаемой основной товарной продукции предприятиями нефтеперерабатывающей промышленности Республики Татарстан в перспективе до 2030 года приведены в таблице 13. Таблица 13 Производство основной товарной продукции в нефтеперерабатывающей отрасли Наименование товарной продукции Прямогонный бензин/ БГС/Нафта, тыс. тонн 3 680, , , ,3 ОАО «ТАИФ-НК» 1 735, , , ,3 Комплекс «ТАНЕКО» 1 945, ,0 269,0 269,0 Автобензины, тыс. тонн 570, , , ,0 ОАО «ТАИФ-НК» 570,0 680,0 680,0 680,0 Комплекс «ТАНЕКО» , , ,0 Дизельное топливо, тыс. тонн 3 675, , , ,6 ОАО «ТАИФ-НК» 2 325, , , ,6 Комплекс «ТАНЕКО» 1 350, , , ,0 Керосин/авиакеросин, тыс. тонн 893, , , ,9 ОАО «ТАИФ-НК» 404,0 628,9 628,9 628,9 Комплекс «ТАНЕКО» 489,0 941, , ,0 Мазут, тыс. тонн 3 893, , ,0 0 ОАО «ТАИФ-НК» 1 973, Комплекс «ТАНЕКО» 1 920, , ,0 0 Сера, тыс. тонн 102,0 291,6 374,6 374,6 ОАО «ТАИФ-НК» 44,9 126,6 126,6 126,6 Комплекс «ТАНЕКО» 57,1 165,0 248,0 248,0 По прогнозным данным предприятий отрасли 7. Газовая отрасль 7.1. Потребление природного газа в Республике Татарстан Республика Татарстан является одним из крупнейших потребителей природного газа в Поволжском регионе России. Природный газ в основном обеспечивает потребность Татарстана в первичных энергоресурсах. Многолетнее стабильное сотрудничество с ОАО «Газпром» по вопросам поставки природного газа потребителям Республики Татарстан позволяет обеспечить эффективное и динамичное социально-экономическое развитие республики. Основными предприятиями газовой отрасли республики являются ЗАО «Газпром межрегионгаз Казань» специализированная региональная организация по реализации газа, ООО «Газпром трансгаз Казань» региональная газораспределительная организация и ООО «Газпром сжиженный газ», осуществляющее хранение, оптовую и розничную реализацию сжиженных углеводородных газов. Принимая во внимание значительные объемы потребления природного газа, постоянный рост цен на него, увеличение числа участников газового рынка, в Республике Татарстан придается большое значение проблемам эффективного использования природного газа.
37 31 В рамках сформированной в Республике Татарстан законодательной базы в области энергосбережения и энергоресурсоэффективности накоплен большой опыт по обеспечению рационального и эффективного газопотребления. В республике на постоянной основе проводится работа по совершенствованию системы учета и контроля за поставками и потреблением природного газа. В целях создания условий для обеспечения высокой точности учета потребления природного газа в 2008 году было подписано Соглашение о сотрудничестве между ОАО «Газпром», Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии и Кабинетом Министров Республики Татарстан по совершенствованию эталонной и испытательной базы средств измерений расхода и количества природного газа, сжиженного природного газа и газового конденсата. Благодаря принимаемым мерам по обеспечению рационального использования газа при стабильно высокой динамике темпов экономического роста в промышленности и энергетике среднегодовое потребление газа в республике за период с 2000 по 2013 год сохраняется на уровне не более 14,5 млрд. куб.метров. Основной объем потребления газа приходится на энергетику и жилищнокоммунальное хозяйство 69,1 процента внутриреспубликанского потребления по итогам 2013 года. За период с 2000 по 2013 год объемы потребления в энергетике и жилищно-коммунальном хозяйстве снизились на 3,6 процента. Высокая доля газа в балансе топливно-энергетических ресурсов, потребляемых в энергетике, определяется его ценовыми, топливными и экологическими преимуществами по сравнению с другими энергоносителями. Так, доля природного газа в топливных балансах крупнейших республиканских энергетических компаний (ОАО «Генерирующая компания», ОАО «ТГК-16», ОАО «Нижнекамская ТЭЦ», ЗАО «ТГК Уруссинская ГРЭС») составляет 99 процентов. Доля населения в потреблении газа за период с 2000 года сохранилась практически на постоянном уровне: 13,7 процента в 2000 году и 13,1 процента в 2013 году. Потребление бюджетными организациями было снижено в 3,3 раза к 2013 году по сравнению с 2000 годом. Соответствующим образом изменился и удельный вес этой группы в общем объеме потребления с 2,2 до 0,7 процента. В то же время для промышленного комплекса, который все это время обеспечивал стабильно высокие темпы роста производства, была характерна заметная положительная динамика газопотребления рост в 1,4 раза к 2013 году по сравнению с 2000 годом. Доля промышленного газопотребления в общереспубликанском объеме за указанный период возросла с 12 до 17 процентов. Следствием позитивной динамики социально-экономического развития Республики Татарстан является возникновение дополнительной потребности в природном газе как для обеспечения населения, жилищно-коммунального и социального комплексов, так и для реализации стратегических проектов в промышленности. При этом тенденция опережающего роста промышленного газопотребления в прогнозируемом периоде до 2030 года сохранится. Природный газ является ценнейшим сырьем для нефтегазохимической промышленности, развитие которой может дать мощный импульс как экономике Республики Татарстан, так и экономике Российской Федерации в целом.
38 32 Рисунок 12. Динамика и прогноз потребления природного газа в Республике Татарстан Переориентация использования газа с топливных на сырьевые цели обеспечит рост производства с более высокой добавленной стоимостью, позволит пополнить доходы республиканского бюджета, создать дополнительные рабочие места. Во исполнение задач по формированию основ национальной конкурентоспособности, преодолению зависимости от сырьевого экспорта и созданию новых эффективных предприятий в Нижнекамском промышленном узле Республики Татарстан (включающем в себя Нижнекамский, Альметьевский, Менделеевский промышленные районы, Набережные Челны и Особую экономическую зону промышленно-производственного типа «Алабуга») осуществляются масштабные проекты, направленные на совершенствование процессов добычи и переработки углеводородного сырья. К указанным проектам относятся проекты строительства Комплекса по производству аммиака, метанола и гранулированного карбамида в Менделеевске; Комплекса глубокой переработки тяжелых остатков нефтеперерабатывающего завода ОАО «ТАИФ-НК»; Комплекса «ТАНЕКО»; разработка Ашальчинского нефтебитумного месторождения с использованием новых тепловых методов извлечения. Одновременно с ростом промышленного потребления газа будет увеличиваться и потребность энергетического комплекса республики в природном газе для обеспечения надежного энергоснабжения новых потребителей. Если с учетом заявленных предприятиями республики проектов строительства новых и модернизации действующих производственных мощностей потребление природного газа в промышленности может увеличиться в 3,3 раза, то для электроэнергетики и коммунальной сферы, населения и бюджетных организаций рост газопотребления в 2030 году не превысит 30 процентов к уровню 2013 года.
39 33 В общей сложности прогнозируется рост газопотребления в республике в 1,6 раза к 2030 году по сравнению с 2013 годом Газификация Республики Татарстан По показателям газификации Республика Татарстан занимает лидирующее положение среди регионов России. Уровень газификации Республики Татарстан достигает 99 процентов, при этом характерной особенностью Татарстана является то, что высокие показатели газификации обеспечены в равной степени для городов и сельских населенных пунктов. Общее количество газифицированных квартир и индивидуальных жилых домов достигает 1,39 миллиона. В среднем в республике ежегодно газифицируется 19 тыс. квартир (рисунок 13). Рисунок 13. Уровень газификации Республики Татарстан и количество газифицированных квартир Для решения перспективных проблем, связанных с обеспечением социальной сферы, в республике проводится постоянная работа по газификации объектов социально-бытового назначения и жилищного фонда. Начиная с 2006 года основным источником финансирования работ по газификации Республики Татарстан является специальная надбавка к тарифу на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям, устанавливаемая по согласованию с Федеральной службой по тарифам. Суммарный объем расходов по программам газификации, финансируемым за счет специальных надбавок к тарифу на услуги по транспортировке газа по газораспределительным сетям, за период с 2006 по 2014 год составляет 1748 млн.рублей. Работы по развитию газификации будут продолжены с учетом строительства жилья и объектов социальной инфраструктуры, а также роста потребностей промышленных предприятий.
40 34 В газовом хозяйстве Республики Татарстан эксплуатируется 5,6 тыс. км магистральных газопроводов и газопроводов-отводов, а также 38,7 тыс. км распределительных газопроводов. Важнейшим направлением деятельности является содействие развитию газотранспортных мощностей для обеспечения природным газом масштабных инвестиционных проектов, реализуемых в республике. В 2014 году совместно с ОАО «Газпром промгаз» подготовлена Генеральная схема газоснабжения и газификации Республики Татарстан. Разработан Сценарный прогноз потребности в природном газе в Республике Татарстан с учетом возможной реализации региональных инвестиционных проектов на период до 2020 года. Проект строительства газотранспортных мощностей на территории Нижнекамского промышленного узла включен в инвестиционную программу ОАО «Газпром» с финансированием за счет ОАО «Газпром». Профильными структурами ОАО «Газпром» проводится предпроектная подготовка и выбор трассы прохождения газопровода. В целях обеспечения надежного и бесперебойного газоснабжения Закамской зоны Республики Татарстан и Казани с учетом перспективного развития на период до 2030 года реализуется проект «Реконструкция газопровода Миннибаево-Казань на участке км». Ввод в эксплуатацию этого газопровода позволит увеличить его пропускную способность с нынешних 2,3 до 5 млрд. куб.метров в год. В годах построено 72,2 км газопровода, 3 станции электрохимзащиты и узел замера газа. Работы продолжаются и в 2015 году. Проводится работа по строительству газовой инфраструктуры для инновационного центра «Иннополис» в рамках инвестиционной программы ОАО «Газпром». В настоящее время пропускная способность газотранспортной системы республики на ряде участков достигла своего максимума, что ограничивает подключение к ней новых потребителей. В целях дальнейшего развития и совершенствования газотранспортной системы в Республике Татарстан ООО «Газпром трансгаз Казань» подготовлен приоритетный перечень объектов реконструкции и нового строительства магистральных газопроводов, газопроводов-отводов, газораспределительных станций на период до 2030 года. Строительство вышеперечисленных объектов позволит повысить мощность газотранспортной системы республики и обеспечит доступ к ней потенциальных потребителей Использование газомоторного топлива в Республике Татарстан Основным потребителем газомоторного топлива в Республике Татарстан является автотранспортный комплекс республики. Использование газомоторного топлива вместо традиционных нефтяных видов для автомобильного транспорта имеет особое значение для улучшения экологической обстановки в Республике Татарстан. Его применение также позволяет снизить стоимость транспортных услуг за счет более низкой по сравнению с традиционными видами топлива стоимости природного газа.
41 35 Необходимым условием расширения использования газомоторного топлива в транспортном комплексе является создание сети автогазозаправочных станций на территории республики. В настоящее время на территории Республики Татарстан расположены 11 автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (далее АГНКС), из них 1 законсервирована. Среднегодовая загрузка АГНКС составляет процентов от проектной мощности. Все АГНКС принадлежат ООО «Газпром трансгаз Казань». В целях поддержки республиканских транспортных организаций ООО «Газпром трансгаз Казань» имеет возможность: обеспечивать бесперебойную круглосуточную заправку газобаллонного автотранспорта и передвижных автомобильных газовых заправщиков на действующих АГНКС; оказывать услуги на договорной основе по переоборудованию автотехники для работы на компримированном природном газе (далее КПГ), по техническому обслуживанию и ремонту газобаллонного оборудования автомобилей, по переосвидетельствованию газовых баллонов, по подготовке водительского состава для работы на автомобилях, использующих в качестве топлива КПГ. Полная газификация Республики Татарстан позволяет разместить в каждом населенном пункте АГНКС, обеспечив тем самым автовладельцев экологически чистым и экономически выгодным моторным топливом КПГ. Использование газобаллонной автотехники, в том числе пассажирских автобусов, целесообразно при междугородных перевозках, где на начальных, промежуточных и конечных пунктах, а также на внутригородских маршрутах имеются АГНКС. В целях создания условий для производства, реализации и использования природного газа в 2013 году подписано Соглашение между Правительством Республики Татарстан, ОАО «Газпром» и ООО «Газпром газомоторное топливо» о расширении использования природного газа в качестве моторного топлива. Республика Татарстан определена одним из пилотных регионов Российской Федерации в деятельности по развитию рынка газомоторного топлива в России. В Казани открыт филиал ООО «Газпром газомоторное топливо» уполномоченной организации от ОАО «Газпром» в данной работе. При участии профильных министерств и ведомств, ООО «Газпром газомоторное топливо», ОАО «КАМАЗ» (производитель техники), ООО «РариТЭК» (официальный дилер, переоборудующий технику на использование метана), ОАО «Татнефтехиминвест-холдинг» готовятся совместные решения, направленные на развитие в республике рынка газомоторного топлива. Принята и реализуется соответствующая государственная программа Республики Татарстан. В рамках указанной программы уже в 2013 году (на первом этапе программы) предприятиями и организациями республики закуплено 1,1 тыс. штук автомобилей и средств спецтехники, работающих на газомоторном топливе, в планах на годы (на втором этапе) приобретение более 5 тысяч единиц автотранспортных средств, работающих на КПГ, строительство 31 АГНКС и 65 дочерних АГНКС.
42 36 За период с 2019 по 2023 год (на третьем этапе) планируется приобретение 8,8 тыс. единиц автотранспортных средств, работающих на КПГ, строительство 29 АГНКС и 85 дочерних АГНКС. При этом разработка и производство широкого спектра газобаллонной автомобильной техники, работающей на метане (автобусов, коммунальной, строительной и специальной, сельскохозяйственной техники), обеспечиваются ОАО «КАМАЗ» и ООО «РариТЭК». С целью дальнейшего расширения использования природного газа в качестве моторного топлива в Республике Татарстан на территории Тюлячинского муниципального района в июне 2014 года начато строительство комплекса по производству, хранению и выдаче сжиженного природного газа мощностью 56 тыс. тонн в год с возможностью увеличения до 112 тыс. тонн в год. Применение сжиженного природного газа позволит при сохранении экономических и экологических преимуществ КПГ увеличить в 3 раза пробег автомобиля от одной заправки. Однако сдерживающим фактором расширения применения газомоторного топлива является отсутствие федеральной нормативно-правовой базы, стимулирующей заинтересованность потребителей в его использовании. Единственной мерой стимулирования использования газомоторного топлива в России до 2013 года является решение, принятое постановлением Правительства Российской Федерации, согласно которому предельная отпускная цена на КПГ установлена в размере не более 50 процентов от цены бензина АИ-76. А в связи с прекращением производства бензина АИ-76 подготовлено решение об установлении предельного уровня отпускной цены на КПГ в размере не более 50 процентов от цены дизельного топлива. В то же время для динамичного развития рынка газомоторного топлива в России необходимо дальнейшее развитие федерального законодательства, предусматривающего комплекс мер государственной поддержки. Прежде всего, это налоговые льготы для автопредприятий при переводе транспорта на газомоторное топливо, освобождение от платежей и пошлин, субсидирование закупок газомоторного топлива на федеральном уровне, стимулирование принятия целевых региональных программ. Широкое применение этого вида топлива приведет к снижению себестоимости автомобильных перевозок и, следовательно, будет способствовать ускорению экономического развития регионов и России в целом Строительство подземного хранилища газа в Республике Татарстан Подземные хранилища газа (далее ПХГ) неотъемлемая часть единой системы газоснабжения России. Они расположены в регионах основного потребления газа. Их использование позволяет регулировать сезонную неравномерность потребления газа, обеспечивать гибкость и надежность его поставок. В отдельные периоды создаются экстремальные ситуации, связанные с недостатком природного газа. В первую очередь, дефицит газа возникает во время резкого падения температуры в течение отопительного периода. Чрезвычайные ситуации по газообеспечению могут возникнуть и при авариях на магистральных и распределительных газопроводах, расположенных как на территории Республики Татарстан, так и за ее пределами.
43 37 В соответствии с реализуемыми ОАО «Газпром» задачами развития газовой промышленности, направленными в том числе на стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутренних потребителей, начиная с 2005 года проводятся работы по созданию ПХГ на территории Республики Татарстан. Проект по строительству ПХГ в Республике Татарстан включен в инвестиционную программу ОАО «Газпром» по строительству, реконструкции и вводу объектов системы подземного хранения газа на территории Российской Федерации на годы. После проведения комплекса необходимых изыскательских и геологоразведочных работ для строительства ПХГ выбрана площадка в Алексеевском районе у границы с Чистопольским районом (Арбузовское ПХГ). Месторасположение ПХГ в географическом центре республики обеспечивает оптимальную логистику транспортировки газа от хранилища в сторону Казани, а также к потребителям стремительно развивающегося Нижнекамского промышленного узла, где сосредоточены гиганты нефтегазохимической отрасли ОАО «Нижнекамскнефтехим», ОАО «ТАИФ-НК», Комплекса «ТАНЕКО», ОАО «Нижнекамскшина» и др. Проектная мощность республиканского ПХГ более 1 млрд. куб.метров, в 2015 году ведутся проектные работы по объекту. После проведения экспертиз в годах начнется строительство ПХГ, к 2018 году ОАО «Газпром» планирует осуществить пробную закачку газа в пласт коллектора ПХГ. Реализация проекта по строительству ПХГ на территории республики позволит регулировать сезонную неравномерность потребления газа, а также обеспечивать гибкость и надежность его поставок. IV. ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ОТРАСЛЬ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН 8. Современное состояние энергетического комплекса Республики Татарстан Энергосистема Республики Татарстан граничит с энергетическими системами Самарской, Кировской, Ульяновской, Оренбургской областей и республик Марий Эл, Чувашия, Удмуртия, Башкортостан. Энергосистема республики охватывает площадь 68 тыс. кв.км с населением 3,8 млн. человек. В энергосистеме Республики Татарстан в настоящее время функционируют четыре производителя электрической и тепловой энергии в режиме комбинированной выработки ОАО «Генерирующая компания», ОАО «ТГК-16», ООО «Нижнекамская ТЭЦ» и ЗАО «ТГК Уруссинская ГРЭС». Все четыре компании имеют статус субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности (далее ОРЭМ) и допуск к его торговой системе. Поэтому от технического состояния оборудования станций, соответствия их современным требованиям энергоэффективности зависят конкурентоспособность вырабатываемой энергии и востребованность на ОРЭМ и розничном рынке электрической энергии.
44 38 Установленная электрическая мощность энергосистемы на 1 января 2015 года составляет 7056 МВт, тепловая мощность Гкал/час, в разрезе компаний информация представлена в таблице 14. Таблица 14 Установленная электрическая и тепловая мощность компаний и станций энергосистемы Республики Татарстан Наименование электростанции Установленная мощность электрическая, МВт тепловая, Гкал/час ОАО «Генерирующая компания», в том числе Казанская ТЭЦ Казанская ТЭЦ Набережночелнинская ТЭЦ Елабужская ТЭЦ 420 Нижнекамская ГЭС Заинская ГРЭС Котельная Азино 360 Котельная Горки 200 Котельная Савиново 540 КЦ БСИ 590 ОАО «ТГК-16», в том числе Казанская ТЭЦ Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-1) ООО «Нижнекамская ТЭЦ, в том числе Нижнекамская ТЭЦ (ПТК-2) ЗАО «ТГК Уруссинская ГРЭС» Уруссинская ГРЭС Передача электрической энергии осуществляется по сетям электросетевых компаний. Крупнейшей электросетевой организацией в Республике Татарстан является ОАО «Сетевая компания». По состоянию на 1 января 2015 года в республике также функционируют 52 смежные сетевые организации. Филиалами ОАО «Сетевая компания» эксплуатируются подстанции (далее ПС), в том числе 374 ПС кв, распределительных подстанций (далее РП) и транформаторных подстанций (далее ТП) 6 (10) кв. На подстанциях напряжением кв в работе находятся силовые трансформаторы (далее АТ) общей мощностью 18303,3 МВА. Общая протяженность воздушных линий (далее ВЛ) 0,4-500 кв составляет 58712,2 км, общая протяженность кабельных линий электропередач 0, кв 8724,2 км. Энергосистема Республики Татарстан является наиболее крупной в территориальной структуре электропотребления Объединенной энергетической системы Средней Волги, имеет наибольший удельный вес в суммарном потреблении электрической энергии в системе 24,7 процента, и в течение прогнозного периода данный показатель не претерпит существенных изменений.
45 39 Казанский энергорайон Казанский энергорайон является остродефицитным. Потребление в зимний (летний) максимумы энергорайона в 2014 году составляет 1299/992 МВт, при этом генерация в данный период времени 550/171 МВт. Электроснабжение Казанского энергорайона осуществляется от трех электростанций: Казанской ТЭЦ-1, Казанской ТЭЦ-2, Казанской ТЭЦ-3, а дефицит мощности восполняется по транзитным ВЛ 500 и 220 кв. Основными потребителями электроэнергии Казанского энергорайона являются предприятия нефтехимической промышленности, авиастроения, моторостроения, судостроения, коммунально-бытового сектора и сельского хозяйства. Нижнекамский энергорайон Нижнекамский энергорайон является дефицитным. Потребление в зимний (летний) максимумы энергорайона составляет 1715/1433 МВт, при этом генерация в данный период времени 1473/953 МВт. Электроснабжение Нижнекамского энергорайона осуществляется от трех электростанций: Нижнекамской ТЭЦ (ПТК-1), Нижнекамской ТЭЦ (ПТК-2), Набережночелнинской ТЭЦ, а дефицит мощности восполняется по транзитным ВЛ 220 и 110 кв. Основными потребителями электроэнергии Нижнекамского энергорайона являются предприятия промышленности, в том числе нефтехимической, нефтеперерабатывающей, нефтедобывающей, автомобилестроения, сельского хозяйства и коммунально-бытового сектора. Уруссинский энергорайон Уруссинский энергорайон является дефицитным. Потребление в зимний (летний) максимумы энергорайона составляет 768/601 МВт, при этом генерация в данный период времени 463/410 МВт. В энергорайоне функционирует ПС Бугульма-500 с РУ кв и Уруссинская ГРЭС 161 МВт. Электроснабжение Уруссинского энергорайона осуществляется от Уруссинской ГРЭС, а связь с Единой энергетической системой и другими энергорайонами операционной зоны Регионального диспетчерского управления (далее ОЗ РДУ) Татарстана осуществляется по ВЛ кв. Основными потребителями электроэнергии Уруссинского энергорайона являются предприятия нефтедобывающей и нефтехимической промышленности, коммунально-бытового сектора и сельского хозяйства. Рост дефицита активной мощности Уруссинского энергорайона обусловлен ростом собственного электропотребления и перспективных потребителей электроэнергии. Буинский энергорайон Буинский энергорайон является дефицитным. Потребление в зимний (летний) максимумы энергорайона составляет 82/48 МВт, при этом источники генерации в данном районе отсутствуют. В Буинском энергорайоне функционирует ПС Студенец с РУ кв. Электроснабжение Буинского энергорайона осуществляется от ПС Канаш
46 40 Чувашской ЭС по ВЛ 220 кв Канаш-Студенец (I и II цепь) и от ПС Тюрлема Чувашской ЭС по ВЛ 110 кв Тюрлема Бишбатман, а связь с ЕЭС и другими энергорайонами ОЗ РДУ Татарстана осуществляется по ВЛ 110 кв. Основными промышленными потребителями в Буинском районе являются предприятия пищевой и сельскохозяйственной промышленности. Основные проблемные вопросы энергетической отрасли Татарстана По состоянию на 1 января 2015 года физический износ основных производственных фондов ОАО «Сетевая компания» (линии электропередач, трансформаторы) составляет 57 процентов, по линиям электропередач напряжением СН1 (35 кв) износ достигает 67 процентов. Вместе с тем потери электрической энергии при транспортировке по сетям ОАО «Сетевая компания» снизились с 9,5 процента в 2009 году до 7,2 процента в 2013 году. Несмотря на то, что уровень потерь в сетях ОАО «Сетевая компания» является одним из самых низких в стране, указанное значение выше по сравнению со значениями сетевых потерь в промышленно развитых странах мира (4 5 процентов). По объектам генерации наибольший физический износ основных производственных фондов на Уруссинской ГРЭС 84,4 процента, в ООО «Нижнекамская ТЭЦ» 58,4 процента. Такая ситуация связана со значительными капитальными вложениями, высокими сроками окупаемости мероприятий по модернизации объектов энергетики. Износ и моральное старение генерирующих мощностей объектов энергетики республики на фоне массового строительства новых генерирующих мощностей по программе договоров о предоставлении мощности за пределами Республики Татарстан приводят к снижению конкурентоспособности энергетических компаний Татарстана на оптовом рынке электроэнергии и мощности и дальнейшему выводу из эксплуатации старых станций. Так, к 2019 году предполагается вывод генерирующего оборудования с суммарной мощностью 2804 МВт, в том числе на объектах ОАО «Генерирующая компания» 2610 МВт: Казанская ТЭЦ МВт (2017 год), Казанская ТЭЦ МВт (2018 год), Заинская ГРЭС 2200 МВт (2018 год), ЗАО «ТГК Уруссинская ГРЭС» 161 МВт (2018 год), ОАО «ТГК-16» 33 МВт (Казанская ТЭЦ-3). Однако, несмотря на указанные проблемы, энергосистеме Республики Татарстан удается решать главную задачу: обеспечение надежного и бесперебойного снабжения потребителей электрической и тепловой энергией Структура производства и потребления электрической и тепловой энергии Выработка электрической энергии в Республике Татарстан осуществляется в основном на тепловых и конденсационных электростанциях. На долю гидроэлектростанции (Нижнекамская ГЭС) приходится 7 8 процентов выработки. За 2014 год в республике выработано 21,5 млрд. квт ч электрической энергии со снижением относительно 2009 года на 1 процент.
47 41 Рисунок 14. Структура выработки электрической энергии станциями Республики Татарстан В последние годы наблюдается снижение выработки электрической энергии станциями, что объясняется падением конкурентоспособности республиканской генерации вследствие отсутствия достаточного ввода современных источников электрической энергии при активном внедрении современных технологий за пределами республики. Объем внутреннего потребления электрической энергии в Республике Татарстан в период с 2009 по 2014 год увеличился на 3,3 млрд. квт ч, или на 13 процентов. Рост потребления электрической энергии объясняется развитием производства в энергоемких отраслях республики, таких как машиностроение, нефтехимия, нефтедобыча. За рассматриваемый период происходит также изменение структуры потребления электрической энергии в разрезе групп потребителей. Так, по итогам 2014 года значительные объемы потребления электроэнергии наблюдаются по следующим группам потребителей: химия, нефтехимия 24,4 процента (рост относительно 2009 года на 5 процентов); прочие потребители 19,2 процента (снижение относительно 2009 года на 8 процентов); нефтедобыча 17,7 процента (на уровне 2009 года); население и жилищно-коммунальное хозяйство 14 процентов (на уровне 2009 года).
48 42 Рисунок 15. Динамика потребления электрической энергии в Республике Татарстан в 2009 и 2014 годах Рисунок 16. Структура потребления электроэнергии в Республике Татарстан в 2009 и 2014 годах В Республике Татарстан отпуск тепловой энергии, производимой в режиме комбинированной выработки, по итогам 2014 года составил 34,3 млн. Гкал с ростом относительно 2009 года на 14,3 процента.
49 43 Рисунок 17. Динамика отпуска тепловой энергии, производимой в режиме комбинированной выработки, в годах 8.2. Прогноз производства и потребления электрической и тепловой энергии В связи с развитием промышленного производства Республики Татарстан рост потребления электрической энергии планируется и в последующие годы: в 2020 на 9,1 процента по сравнению с 2014 годом, в 2025 на 15,8 процента, в 2030 на 23,2 процента. Соответственно, будут расти и пиковые нагрузки энергосистемы (4699 МВт к 2030 году, что на 688 МВт выше показателя 2013 года). Рисунок 18. Прогноз динамики потребления электрической энергии в Республике Татарстан в годах
50 44 Рисунок 19. Прогноз динамики годовых пиковых нагрузок в Республике Татарстан в годах Рисунок 20. Прогноз структуры потребления электрической энергии в Республике Татарстан в годах
51 45 В связи с ежегодным наращиванием темпов развития и, как следствие, увеличением потребления электрической энергии и мощности потребителями Республика Татарстан нуждается в увеличении энергетических мощностей. Рисунок 21. Прогноз выработки электрической энергии в Республике Татарстан в годах Рисунок 22. Прогноз отпуска тепловой энергии в Республике Татарстан в годах Несмотря на рост объемов производства в промышленности, уровень отпуска тепловой энергии потребителям растет незначительно, что связано с
52 46 широкомасштабным внедрением мероприятий по энергосбережению крупными промышленными предприятиями. В перспективе необходимо увеличивать долю производства тепловой энергии в режиме комбинированной выработки. 9. Основные направления развития энергосистемы Республики Татарстан Стратегическими целями развития электроэнергетики Республики Татарстан являются: надежное снабжение всех потребителей Республики Татарстан электрической и тепловой энергией; повышение конкурентоспособности и обеспечение устойчивого развития энергетической отрасли на базе новых современных технологий; снижение уровня негативного воздействия на окружающую среду. Для реализации указанных целей первостепенное значение имеет модернизация производственных объектов энергосистемы. Основные принципы модернизации энергосистемы Республики Татарстан: 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; максимальное, приоритетное использование систем централизованного теплоснабжения; обеспечение конкурентоспособности электрической энергии и мощности на оптовом рынке электроэнергии и мощности; дифференциация используемых видов топлива; ликвидация дефицита электрической мощности в республике; обеспечение надежного электроснабжения потребителей; обеспечение условий опережающего развития инфраструктуры электроснабжения городов и районов Республики Татарстан для создания возможности технологического присоединения к электрическим сетям Развитие генерирующих мощностей В целях повышения надежности энергоснабжения потребителей, обеспечения энергетической безопасности и самодостаточности Республики Татарстан, обновления генерирующих мощностей и электросетевого хозяйства предприятиями энергокомплекса начаты и планируются к реализации проекты по вводу новых мощностей, мероприятия по реконструкции существующих. ОАО «Генерирующая компания» завершено строительство парогазовой установки (далее ПГУ) 220 МВт на Казанской ТЭЦ-2 в декабре 2014 года. ОАО «ТГК-16» на Казанской ТЭЦ-3 планируется ввод в 2017 году газотурбинной установки (далее ГТУ) мощностью 388,6 МВт. На станции ООО «Нижнекамская ТЭЦ» реализуется проект по увеличению электрической мощности станции до 730 МВт. Ввод установки мощностью в 350 МВт запланирован в 2015 году.
53 47 ЗАО «ТГК Уруссинская ГРЭС» прорабатывается строительство энергетических мощностей на базе парогазовых технологий. С учетом вывода мощностей дополнительно требуется ввод ПГУ 230 МВт на Казанской ТЭЦ-1 (2018 год), замещение мощностей на Заинской ГРЭС. Кроме того, рост выработки электроэнергии в республике возможен за счет внедрения в котельных газотурбинного оборудования, обеспечивающего комбинированное производство электрической и тепловой энергии. В настоящее время в ОАО «Альметьевские тепловые сети» реализован проект по строительству трех мини-тэц на базе районных котельных предприятия с суммарной электрической мощностью 24 МВт, общая тепловая мощность составит 22,6 МВт. Вырабатываемая на мини-тэц тепловая энергия используется на нужды горячего водоснабжения потребителей, а электрическая энергия на собственные нужды котельных, насосных станций ОАО «Альметьевские тепловые сети». Излишки реализуются во внешнюю электрическую сеть на нужды подразделений ОАО «Татнефть». В Зеленодольском районе Республики Татарстан запущен крупнейший в России объект малой энергетики энергоцентр «Майский» по производству электрической и тепловой энергии на базе газопоршневых когенерационных установок фирмы GE Jenbacher (Австрия), входящей в корпорацию General Electric. Совокупная электрическая мощность энергоцентра в настоящее время составляет 54 МВт, тепловая 110 МВт. В дальнейшем планируется увеличение электрической мощности до 75 МВт. Собственные генерирующие мощности на базе ГТУ по производству электрои теплоэнергии имеются у ОАО «Нижнекамскнефтехим». Общая электрическая мощность энергоустановок составляет 75 МВт, тепловая 119 МВт. ОАО «Аммоний» планируется ввод энергоустановки мощностью 31 МВт. Таким образом, установленная мощность электростанций субъектов энергетики и экономики в целом с учетом ввода и вывода генерирующих мощностей составит порядка 5838 МВт Развитие электросетевого хозяйства Основные направления развития связаны с перспективным развитием электросетевого хозяйства Казанского, Нижнекамского и Уруссинского энергорайонов. Заявленная мощность крупных компаний, расположенных в этих районах, представлена в таблице 15. Планируемые мероприятия позволят удовлетворить растущий спрос на электроэнергию, а также повысить качество и надежность электроснабжения всех потребителей Республики Татарстан.
54 Наименование предприятия 48 Основные крупные заявители по ОАО «Сетевая компания» Заявленная мощность, МВт Таблица 15 Наименование энергорайона максимальная к 2014 к 2015 к 2016 к 2017 к 2018 Комплекс «ТАНЕКО» 89,61 90,98 90,98 133,33 133, Нижнекамский ОЭЗ «Алабуга» Нижнекамский ОАО «Аммоний» (с учетом нагрузки ООО «Менделеевсказот») Нижнекамский ОАО «ОЭЗ 8,2 8,2 8,2 25,4 25,4 48,5 Буинский Иннополис» УК «Новая Тура», 14,9 14,9 14,9 14,9 14,9 14,9 Казанский Казань ЗАО «ТатСталь» ,5 152,5 Уруссинский КГПТО ОАО «ТАИФ-НК» Нижнекамский ОАО «НКНХ» (с субабонентами) 398,63 398,63 573,27 573,27 573,27 573,27 Нижнекамский ООО «Кама Кристалл 13,474 19,91 26,63 26,63 26,63 26,63 Нижнекамский Технолоджи» ЗАО «ПК «ЗТЭО» (с учетом существующей нагрузки) Нижнекамский МИТ «СМАРТ Сити Казань» Казанский Выполнение мероприятий по развитию электросетевого хозяйства направлено на решение основных проблем: повышенная загрузка автотрансформаторов 500/220 ПС Киндери и Бугульма. Загрузка АТ данных ПС находится в диапазоне значений процентов; повышенная загрузка ряда кабельных и воздушных линий электропередачи и трансформаторов сети кв; возникновение перегрузок в сетях кв при отключении элементов сети 500 кв; большие величины токов короткого замыкания и недостаточная отключающая способность выключателей 500, 220 и 110 кв, необходимость применения различных мероприятий по их ограничению, в большинстве своем секционирования и разрывов электрической сети, приводящих к снижению надежности электроснабжения потребителей, тенденция к постоянному росту уровня токов короткого замыкания; сложность регулирования напряжения в сети энергосистемы Республики Татарстан по причине недостаточности и низкой эффективности средств управления и компенсации реактивной мощности, отсутствия работоспособных устройств; регулирование под нагрузкой на автотрансформаторах; отсутствие достаточного числа регулируемых средств управления и компенсации реактивной мощности на напряжении кв;
55 49 необходимость компактного исполнения объектов электрических сетей вследствие высокой стоимости земли. При решении основных проблем должны применяться концептуальные подходы к развитию электросетевого хозяйства: схема основной электрической сети должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие и иметь возможность приспосабливаться к изменению условий роста нагрузки и развитию электростанций; схема и параметры распределительных сетей должны обеспечивать надежность электроснабжения, при котором питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии при полной схеме сети и при выводе в ремонт одной ВЛ или автотрансформатора (или трансформатора); перспективная схема электрической сети энергосистемы Республики Татарстан не должна предусматривать использование противоаварийной автоматики при нормативном возмущении в нормальной и единичной ремонтной схеме; применение противоаварийного управления допускается только на базе локальных устройств противоаварийной автоматики; покрытие дефицита мощности и энергии энергосистемы Республики Татарстан за счет сооружения новых генерирующих объектов на существующих электростанциях в комплексе с осуществлением внешнего энергоснабжения от электростанций ОЭС Средней Волги по линиям электропередач высокого напряжения и технического перевооружения действующих электростанций; в условиях высокой плотности нагрузки, обеспечения надежности и эффективности энергоснабжения в крупных городах Республики Татарстан центры питания должны быть максимально приближены к центрам нагрузок и обеспечивать требования по надежности, регулированию частоты и активной мощности, регулированию напряжения и реактивной мощности как в условиях параллельной работы в энергосистеме, так и в условиях изолированной работы на выделенную нагрузку; техническое перевооружение электрических сетей должно предусматривать повышение пропускной способности, в том числе путем перевода ВЛ и ПС на более высокий класс напряжения; широкое использование кабельных сетей высокой пропускной способности и закрытых ПС с применением в распределительных устройствах высшего напряжения элегазового оборудования в городских районах массовой застройки; проведение реконструкции ПС кв открытого типа и ВЛ, проходящих в черте города, путем сооружения на месте существующих новых ПС, выполненных по новейшим технологиям. Реконструкция ВЛ планируется путем перевода их в кабельные линии; применение новых технологий и оборудования при управлении потокораспределением, уровнями напряжения; применение новых технологий и оборудования, ограничивающего токи КЗ; поэтапная замена выключателей 110 кв и выше, отработавших нормативный срок и имеющих не соответствующую уровням токов КЗ отключающую способность;
56 50 применение новых типов силового и коммутационного оборудования, созданного на основе новых материалов, передовых технологий на ПС элегазовых выключателей, комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией на ПС 110, 220, 500 кв, трехфазные АТ 500 кв; обеспечение большей пропускной способности, снижение потерь, защита от внешних воздействий линий электропередач применение композитных проводов и кабелей из сшитого полиэтилена большой пропускной способности. Системы противоаварийной и режимной автоматики, телемеханики и связи, автоматизированных систем учета электроэнергии В соответствии с Соглашением о технологическом взаимодействии между ОАО «СО ЕЭС» и ОАО «Сетевая компания», в целях обеспечения надежности функционирования ЕЭС последняя обязана: обеспечивать функционирование систем обмена технологической информацией энергообъектов ОАО «Сетевая компания» с РДУ Татарстана; выполнять предусмотренные планом-графиком мероприятия по: передаче телеметрической информации в РДУ Татарстана; дистанционному вводу отключения потребителей; внедрению системы мониторинга и сбора аварийной информации с устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики. Невыполнение этих работ может привести к технологическим нарушениям в системообразующей сети Республики Татарстан и прилегающих к ней регионов. Внедрение автоматизированных систем учета электроэнергии обеспечивает расширение функций контроля режима работы электросети, позволяет на основании анализа перетоков активной и реактивной энергии прогнозировать загрузку линий электропередач, оборудования ПС ОАО «Сетевая компания» и потребителей, разрабатывать мероприятия по вводу компенсирующих устройств в узлах электрической сети и у потребителей, что в конечном итоге снижает потери в электрических сетях. В настоящее время в ОАО «Сетевая компания» ведется внедрение и развитие интеллектуальной активно-адаптивной сети «Smart Grid». В соответствии с общепринятым мнением «Smart Grid» это максимально автоматизированная сеть, сочетающая в себе инструменты управления, контроля и мониторинга, информационные технологии и средства коммуникации, обеспечивающие параллельно поток электроэнергии и информации от электростанции до потребителя, а также: заданный уровень надежности и качества электроснабжения потребителей; снижение потерь электроэнергии в элементах сети; оптимальные затраты на эксплуатацию; создание потребителям условий по оптимизации затрат на пользование электроэнергией. «Интеллектуальная сеть» это переход электроэнергетики на качественно новый технологический уровень, возможность наиболее эффективными средствами решить основные проблемы энергетического и электросетевого хозяйства. Наиболее перспективным представляется следующее направление внедрение систем автоматического секционирования и децентрализованной автоматизации управления аварийными режимами функционирования распределительной сети,
57 51 построенных на базе интеллектуальных коммутационных аппаратов (реклоузеров, выключателей нагрузки, управляемых разъединителей). Вторым направлением внедрения интеллектуальных сетей является развитие интегрированной автоматизированной системы учета электроэнергии уровня предприятия электрических сетей. Основным и наиболее перспективным решением задачи является применение автоматизированных информационно-измерительных систем учета электроэнергии. Третье направление внедрения интеллектуальных сетей это создание объекта «Цифровая подстанция» в ОАО «Сетевая компания». Намеченный к реализации проект «Цифровая подстанция» позволяет создать в Республике Татарстан автоматизированные ПС, на которых управление, релейная защита, автоматика, измерение и учет функционируют в цифровом формате, включая устройства управления силовым и коммутационным оборудованием, а также автоконтроль их технического состояния. Появление подобных ПС является точкой отсчета перехода электроэнергетики на качественно новый уровень. При этом существенно меняются устоявшиеся в течение многих лет нормативные документы по эксплуатации оборудования, периодичность и объемы ремонта, численность и квалификация персонала, занятого на эксплуатации, и многое другое Особенности развития систем теплоснабжения Двумя основными альтернативами развития систем теплоснабжения являются их централизация и децентрализация. В настоящее время основным способом теплоснабжения потребителей в крупных и средних городах Республики Татарстан является централизованное теплоснабжение. В соответствии с Федеральным законом от 27 июля 2010 года 190-ФЗ «О теплоснабжении» основными принципами организации отношений в сфере теплоснабжения определены: обеспечение приоритетного использования комбинированной выработки электрической и тепловой энергии для организации теплоснабжения; развитие систем централизованного теплоснабжения. 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
58 52 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. Отключение части потребителей от теплоснабжающей сети приводит к объективному удорожанию этой услуги для оставшихся потребителей и снижению технико-экономических показателей теплоснабжающей организации. 10. Энергосбережение и повышение энергетической эффективности Для оценки эффективного использования энергоресурсов в Республике Татарстан используется индикатор энергоемкости валового регионального продукта (далее ВРП) как отношение объемов потребляемых первичных энергоносителей в тоннах условного топлива к ВРП в сопоставимых ценах 2007 года, динамика которого представлена на рисунке 23. Наблюдается постепенное снижение индикатора, что свидетельствует о снижении энергоемкости ВРП в натуральных показателях по первичным энергоносителям. Снижение индикатора энергоемкости в 2013 году составило 4,9 процента к уровню 2012 года и 23,4 процента к уровню 2007 года. Среднегодовые темпы снижения энергоемкости внутреннего регионального продукта Республики Татарстан составили 4,3 процента, что превосходит темпы снижения энергоемкости внутреннего валового продукта России, запланированного Энергетической стратегией Российской Федерации. Рисунок 23. Фактическая и прогнозная энергоемкость ВРП Республики Татарстан в сопоставимых ценах 2007 года по первичным энергоносителям