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

Приложение
к Закону Республики Татарстан
от 13 января 2007 г. N 7-ЗРТ

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

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

Наименование документа	Программа развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на 2006-2020 годы
Основание разработки Программы	Закон Республики Татарстан от 27 декабря 2005 года N 133-ЗРТ "Об утверждении Программы социально-экономического развития Республики Татарстан на 2005-2010 годы"; распоряжение Правительства Российской Федерации от 28 августа 2003 года N 1234-р "Об утверждении Энергетической стратегии России до 2020 года"
Заказчик Программы	Кабинет Министров Республики Татарстан
Основные разработчики Программы	Межведомственные рабочие группы согласно распоряжению Кабинета Министров Республики Татарстан от 5 марта 2004 года N 275-р
Цели Программы	Максимально эффективное использование природных топливно-энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для обеспечения роста валового регионального продукта и повышения качества жизни населения Республики Татарстан
Задачи Программы	1. Устойчивое развитие минерально-сырьевой базы топливно-энергетического комплекса. 2. Гарантированное энергообеспечение экономики и населения республики в полном объеме в обычных условиях и в минимально необходимом объеме при чрезвычайных ситуациях различного характера. 3. Снижение удельных затрат на производство и использование энергоресурсов за счет их рационального потребления, применения энергосберегающих технологий и оборудования, сокращения потерь при добыче, переработке, транспортировке и реализации продукции топливно-энергетического комплекса. 4. Качественное и полное обеспечение населения и экономики Республики Татарстан энергоресурсами по доступным и вместе с тем стимулирующим энергосбережение тарифам. 5. Диверсификация используемых видов топлива и энергии. 6. Минимизация техногенного воздействия топливно-энергетического комплекса на окружающую среду на основе совершенствования структуры производства и применения новых технологий. 7. Выполнение мер по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций техногенного и природного характера
Сроки реализации Программы	2006-2020 годы
Перечень разделов Программы	I. Развитие нефтегазового комплекса Республики Татарстан 1. Общая характеристика нефтегазового комплекса Республики Татарстан 2. Современное состояние сырьевой базы углеводородов Республики Татарстан 3. Воспроизводство сырьевой базы углеводородов Республики Татарстан 4. Развитие нефтедобычи в Республике Татарстан 5. Нефтепереработка 6. Состояние и проблемы освоения месторождений природных битумов в Республике Татарстан 6.1. Сырьевая база природных битумов Республики Татарстан 6.2. Меры по наращиванию разведанных запасов природных битумов 6.3. Добыча природных битумов 6.4. Переработка природных битумов 7. Газовая отрасль 7.1. Строительство подземного газохранилища в Республике Татарстан 7.2. Прогноз развития сети газопроводов в Республике Татарстан до 2020 года II. Энергетическая отрасль Республики Татарстан 8. Энергоэффективность 9. Современное состояние энергетического комплекса Республики Татарстан 9.1. Структура производства и потребления электрической энергии 9.2. Структура производства и потребления тепловой энергии 9.3. Прогноз производства и потребления электрической и тепловой энергии 10. Основные направления развития энергосистемы Республики Татарстан 10.1. Особенности развития систем теплоснабжения 11. Использование альтернативных, нетрадиционных и возобновляемых источников энергии 11.1. Состояние ресурсной базы и перспективы использования углей 11.2. Лесные ресурсы 11.3. Малая гидроэнергетика 11.4. Ветроэнергетика 11.5. Использование биогаза 11.6. Тепловые насосы 11.7. Турбодетандерные установки 12. Экологические аспекты 12.1. Реализация Киотского протокола 13. Государственная политика в сфере развития топливно-энергетического комплекса 13.1. Инвестиционная политика 13.2. Тарифная политика
Объемы и источники финансирования*	Средства федерального бюджета, бюджета Республики Татарстан и иные средства в соответствии с законодательством
Исполнители Программы	Министерство экономики и промышленности Республики Татарстан, Министерство строительства, архитектуры и жилищно-коммунального хозяйства Республики Татарстан, Министерство экологии и природных ресурсов Республики Татарстан, Министерство финансов Республики Татарстан, предприятия топливно-энергетического комплекса, жилищно-коммунального хозяйства Республики Татарстан
Индикаторы Программы	1. Добыча с учетом битумов: 2010 г. - 31,1 млн. тонн, 2015 г. - 30 млн. тонн, 2020 г. - 29,6 млн. тонн. 2. Эксплуатационное бурение: 2010 г. - 1000 тыс.м, 2015 г. - 979 тыс.м, 2020 г. - 920 тыс.м. 3. Нефтепереработка: 2010 г. - 14 млн. тонн, 2015 г. - 14 млн. тонн, 2020 г. - 14 млн. тонн. 4. Выработка электрической энергии: 2010 год - 31922 млн. кВТч., 2015 г. - 40454 млн. кВтч., 2020 г. - 45049 млн. кВтч. 5. Выработка тепловой энергии: 2010 г. - 42016 тыс. Гкал., 2015 г. - 42750 тыс. Гкал., 2020 г. - 43178 тыс. Гкал.
Система организации контроля за исполнением Программы	Формы и методы организации государственного контроля за ходом реализации Программы определяются Кабинетом Министров Республики Татарстан

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

Введение

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

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

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

I. Развитие нефтегазового комплекса Республики Татарстан

1. Общая характеристика нефтегазового комплекса Республики Татарстан

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

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

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

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

Таблица 1

N п/п	Наименование показателей	Объемы и результаты
		ОАО "Татнефть"	ННК
1.	Добыча нефти, млн.тонн	25,3	5,4
2.	Годовой отбор на одну действующую добывающую скважину, тыс.тонн/скважину	1,33	1,64
3.	Эксплуатационное бурение, тыс.метров	458,4	418,2
4.	Эксплуатационный фонд добывающих скважин, тыс.скважин	21,5	3,4
5.	Действующий добывающий фонд скважин, тыс.скважин	18,9	3,3
6.	Средний дебит одной скважины по нефти, тонн/сутки	4,2	5,2
7.	Обводненность продукции, %	83	32,4
8.	Выработанность запасов, %	80,4	20,6
9.	Дополнительная добыча нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи, млн.тонн	4,9	0,74

2. Современное состояние сырьевой базы углеводородов Республики Татарстан

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

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

"Рис.1. Карта нефтегазоносности Республики Татарстан"

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

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

"Рис.2. Структура начальных суммарных ресурсов нефти по состоянию на 01.01.2006 г."

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

"Рис.3. Структура текущих суммарных ресурсов нефти по состоянию на 01.01.2006 г."

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

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

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

"Рис.4. Распределение остаточных извлекаемых запасов нефти категорий А+В+С1 по качеству"

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

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

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

3. Воспроизводство сырьевой базы углеводородов Республики Татарстан

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

значительное количество выявленных и подготовленных для глубокого бурения локальных объектов;

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

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

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

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

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

"Рис.5. Динамика годовой добычи и прироста запасов нефти в 1995-2005 гг."

Таблица 2

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

N п/п	Показатели	Годы
		1986- 1990	1991- 1995	1996- 2000	2001- 2005	В т.ч.
						2003	2004
1.	Добыча, млн.тонн	198,2	139,3	130,8	146,3	29,2	29,9
2.	Прирост запасов, млн.тонн	73,3	98,2	164,9	179,9	29,0	33,0
3.	в т.ч. за счет ГРР, млн.тонн	36,1	31,4	20,8	23,4	4,2	4,1
4.	Доля запасов за счет ГРР на новых площадях, %	49,2	32,0	12,6	13,0	14,5	12,4

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

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

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

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

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

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

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

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

3. Геологическое изучение нефтегазоносности нетрадиционных объектов - это глубоко залегающие породы кристаллического фундамента, рифейвендских осадочных отложений и пермские битумы.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

"Рис.6. Этапы лицензирования недропользования (углеводородное сырье)"

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

"Рис.7. Схема размещения месторождений нефти на территории Республики Татарстан"

Таблица 3

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

N п/п	Показатели	2001	2002	2003	2004	2005	Всего 2001- 2005	2006	2007	2008	2009	2010	Всего 2006- 2010
1.	Прирост запасов нефти категории А+В+С1, и природных битумов, млн.т	63,5	30,0	37,8	29,0	25,0	185,3	26,0	28,5	28,5	29,5	29,5	142,0
1.1.	Прирост запасов нефти категории А+В+С1, млн.т	62,6	26,0	29,1	29,0	25,0	171,7	25,0	26,5	26,5	27,0	27,0	132,0
	в т.ч. за счет восполнения минерально- сырьевой базы	62,6	0,0	0,0	0,0	0,0	62,6	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	инвестиций нефтяных компаний	0,0	26,0	29,1	29,0	25,0	109,1	25,0	26,5	26,5	27,0	27,0	132,0
1.1.1.	За счет геолого-разве- дочных работ	6,1	7,6	8,1	8,1	8,4	38,3	8,0	9,5	9,5	10,0	10,0	47,0
	в т.ч. за счет восполнения минерально- сырьевой базы	4,0	0,0	0,0	0,0	0,0	4,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	инвестиций нефтяных компаний	2,1	7,6	8,1	8,1	8,4	34,3	8,0	9,5	9,5	10,0	10,0	47,0
1.1.2.	За счет повышения коэффициента извлечения нефти	2,9	1,1	11,3	10,9	6,6	32,8	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	25,0
	в т.ч. за счет восполнения минерально- сырьевой базы	2,9	0,0	0,0	0,0	0,0	2,9	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	инвестиций нефтяных компаний	0,0	1,1	11,3	10,9	6,6	29,9	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	25,0
1.1.3.	За счет переоценки с проведением минимальных объемов ГРР с доразведкой месторождений	53,6	17,3	9,7	10,0	10,0	100,6	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	60,0
1.2.	Прирост запасов природных битумов категории С1	0,9	4,0	8,7	0,0	0,0	13,6	1,0	2,0	2,0	2,5	2,5	10,0
	в т.ч. за счет восполнения минерально- сырьевой базы	0,9	4,0	8,7	0,0	0,0	13,6	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	инвестиций нефтяных компаний	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	1,0	2,0	2,0	2,5	2,5	10,0
2.	Объем поиско- во-разведочно- го бурения, тыс.м	111,9	86,7	88,2	78,2	100,0	465,1	132,0	163,0	193,0	204,0	204,0	896,0
2.1.	в т.ч. на нефть	108,4	81,9	76,6	78,2	100,0	445,1	130,0	160,0	190,0	200,0	200,0	880,0
	в т.ч. за счет восполнения минерально- сырьевой базы	73,3	7,8	3,8	1,7	0,0	86,6		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	инвестиций нефтяных компаний	35,1	74,1	72,8	76,5	100,0	358,5	130,0	160,0	190,0	200,0	200,0	880,0
2.2.	в т.ч. на природные битумы	3,5	4,8	11,6	0,0	0,0	20,0	2,0	3,0	3,0	4,0	4,0	16,0
	в т.ч. за счет восполнения минерально- сырьевой базы	3,5	4,8	11,6	0,0	0,0	20,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	инвестиций нефтяных компаний	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	2,0	3,0	3,0	4,0	4,0	16,0
3.	Введено в бурение поднятий	31,0	30,0	22,0	30,0	40,0	153,0	40,0	40,0	40,0	45,0	45,0	210,0
	в т.ч. за счет восполнения минерально- сырьевой базы	31,0	4,0	1,0	1,0		37,0		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	инвестиций новых независимых нефтяных компаний		26,0	21,0	29,0	40,0	116,0	40,0	40,0	40,0	45,0	45,0	210,0
4.	Подготовлено поднятий	32,0	25,0	29,0	19,0	25,0	130,0	30,0	30,0	30,0	30,0	30,0	150,0
	в т.ч. за счет восполнения минерально- сырьевой базы	32,0	25,0	15,0	10,0	0,0	82,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	инвестиций нефтяных компаний			14,0	9,0	25,0	48,0	50,0	40,0	40,0	40,0	40,0	210,0
5.	Объем сейсмо- разведочных работ, тыс.пог.км	3,6	5,9	7,7	7,5	4,4	29,2	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	25,0
	в т.ч. за счет восполнения минерально- сырьевой базы	2,4	3,5	4,4	3,5	0,0	13,8	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	инвестиций нефтяных компаний	1,3	2,4	3,3	4,0	4,4	15,4	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	25,0
6.	Затраты на ГРР, млн.руб.	1506,0	1665,3	1776,8	1298,0	1732,2	7978,3	1918,8	2165,7	2405,7	2492,6	2492,6	11475,4
6.1.	в т.ч. на по- исково-разве- дочное бурение на нефть	780,6	719,0	722,9	621,4	814,0	3657,8	1040,0	1280,0	1520,0	1600,0	1600,0	7040,0
6.2.	на сейсмораз- ведочные рабо- ты	355,3	689,4	859,2	548,8	446,0	2898,7	365,0	365,0	365,0	365,0	365,0	1825,0
6.3.	на разведку и освоение природных битумов	132,0	45,3	30,5	0,0	0,0	207,8	13,8	20,7	20,7	27,6	27,6	110,4
6.4.	на региональные работы, НИР, ОПР, работы по переоценке запасов и повышению КИН	238,1	211,6	164,2	127,9	472,2	1214,0	500,0	500,0	500,0	500,0	500,0	2500,0
7.	Стоимость подготовки 1 тонны запасов нефти и битумов, руб.	23,7	55,5	47,0	44,8	69,3	48,1	73,8	76,0	84,4	84,5	84,5	80,6
7.1.	в том числе стоимость подготовки 1 тонны запасов нефти	21,9	62,3	60,1	44,8	69,3	51,7	76,2	80,9	90,0	91,3	91,3	85,9
7.2.	в том числе стоимость подготовки 1 тонны запасов природных битумов	146,7	11,3	3,5			32,3	13,8	10,4	10,4	11,0	11,0	11,3
8.	Стоимость подготовки 1 тонны запасов нефти и битумов за счет ГРР, руб.	181,1	125,3	96,2	144,5	150,0	139,4	157,6	144,8	165,7	159,4	159,4	157,4
8.1.	в том числе стоимость подготовки 1 тонны запасов нефти	246,9	219,1	220,2	160,3	206,2	210,5	239,9	228,0	253,2	249,3	249,3	243,9
8.2.	в том числе стоимость подготовки 1 тонны запасов природных битумов	146,7	11,3	3,5			53,8	13,8	10,4	10,4	11,0	11,0	11,3
9.	Общая стоимость ГРР, включая средства бюджета РФ, в том числе:	3594,1	1718,3	1758,9	1333,3	1533,8	9938,4	2118,8	2365,7	2605,7	2692,6	2692,6	12475,4
9.1.	Из средств бюджета РФ	0,0	510,0	608,3	106,0	80,0	1304,3	400,0	400,0	400,0	400,0	400,0	2000,0
9.2.	Из средств бюджета РТ	3286,6	213,9	81,3	95,3	101,6	3778,7	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0	500,0
9.3.	Собственные средства предприятий, в том числе:	307,5	994,4	1069,3	1132,0	1352,2	4855,4	1618,8	1865,7	2105,7	2192,6	2192,6	9975,4
9.3.1.	ОАО "Татнефть"			810,2	796,0	840,0	2446,2	840,0	840,0	840,0	840,0	840,0	4200,0
9.3.2.	ННК ("старые" лицензионные участки)			259,1	336,0	512,2	1107,3	578,8	715,7	765,7	852,6	852,6	3765,4
9.3.3.	ННК ("новые" лицензионные участки)	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	200,0	310,0	500,0	500,0	500,0	2010,0

продолжение

N п/п	Показатели	2011	2012	2013	2014	2015	Всего 2011- 2015	2016	2017	2018	2019	2020	Всего 2016- 2020	Итого 2001- 2020
1.	Прирост запасов нефти категории А+В+С1, и природных битумов, млн.т	29,0	29,0	29,0	29,0	29,0	145,0	29,0	29,0	29,0	29,0	29,0	145,0	617,3
1.1.	Прирост запасов нефти категории А+В+С1, млн.т	25,0	25,0	25,0	25,0	25,0	125,0	25,0	25,0	25,0	25,0	25,0	125,0	553,7
	в т.ч. за счет восполнения минерально- сырьевой базы	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	62,6
	инвестиций нефтяных компаний	25,0	25,0	25,0	25,0	25,0	125,0	25,0	25,0	25,0	25,0	25,0	125,0	491,1
1.1.1.	За счет геолого-разве- дочных работ	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	50,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	50,0	185,3
	в т.ч. за счет восполнения минерально- сырьевой базы	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	4,0
	инвестиций нефтяных компаний	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	50,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	50,0	181,3
1.1.2.	За счет повышения коэффициента извлечения нефти	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	25,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	25,0	107,8
	в т.ч. за счет восполнения минерально- сырьевой базы	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	2,9
	инвестиций нефтяных компаний	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	25,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	25,0	104,9
1.1.3.	За счет переоценки с проведением минимальных объемов ГРР с доразведкой месторождений	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	50,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	50,0	260,6
1.2.	Прирост запасов природных битумов категории С1	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	20,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	20,0	63,6
	в т.ч. за счет восполнения минерально- сырьевой базы	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	13,6
	инвестиций нефтяных компаний	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	20,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	20,0	50,0
2.	Объем поиско- во-разведочно- го бурения, тыс.м	206,0	206,5	207,0	207,5	208,0	1035,0	208,0	208,0	208,0	208,0	208,0	1040,0	3436,1
2.1.	в т.ч. на нефть	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	1000,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	1000,0	3325,1
	в т.ч. за счет восполнения минерально- сырьевой базы	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	86,6
	инвестиций нефтяных компаний	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	1000,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	1000,0	3238,5
2.2.	в т.ч. на природные битумы	6,0	6,5	7,0	7,5	8,0	35,0	8,0	8,0	8,0	8,0	8,0	40,0	111,0
	в т.ч. за счет восполнения минерально- сырьевой базы	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	20,0
	инвестиций нефтяных компаний	6,0	6,5	7,0	7,5	8,0	35,0	8,0	8,0	8,0	8,0	8,0	40,0	91,0
3.	Введено в бурение поднятий	45,0	45,0	45,0	45,0	45,0	225,0	45,0	45,0	45,0	45,0	45,0	225,0	813,0
	в т.ч. за счет восполнения минерально- сырьевой базы	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	37,0
	инвестиций новых независимых нефтяных компаний	45,0	45,0	45,0	45,0	45,0	225,0	45,0	45,0	45,0	45,0	45,0	225,0	776,0
4.	Подготовлено поднятий	40,0	40,0	40,0	40,0	40,0	200,0	40,0	40,0	40,0	40,0	40,0	200,0	680,0
	в т.ч. за счет восполнения минерально- сырьевой базы	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	82,0
	инвестиций нефтяных компаний	40,0	40,0	40,0	40,0	40,0	200,0	40,0	40,0	40,0	40,0	40,0	200,0	658,0
5.	Объем сейсмо- разведочных работ, тыс.пог.км	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	25,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	25,0	104,2
	в т.ч. за счет восполнения минерально- сырьевой базы	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	13,8
	инвестиций нефтяных компаний	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	25,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	25,0	90,4
6.	Затраты на ГРР, млн.руб.	2506,4	2509,9	2513,3	2516,8	2520,2	12566,5	2520,2	2520,2	2520,2	2520,2	2520,2	12601,0	44621,2
6.1.	в т.ч. на по- исково-разве- дочное бурение на нефть	1600,0	1600,0	1600,0	1600,0	1600,0	8000,0	1600,0	1600,0	1600,0	1600,0	1600,0	8000,0	26697,8
6.2.	на сейсмораз- ведочные рабо- ты	365,0	365,0	365,0	365,0	365,0	1825,0	365,0	365,0	365,0	365,0	365,0	1825,0	8 373,7
6.3.	на разведку и освоение природных битумов	41,4	44,9	48,3	51,8	55,2	241,5	55,2	55,2	55,2	55,2	55,2	276,0	835,7
6.4.	на региональные работы, НИР, ОПР, работы по переоценке запасов и повышению КИН	500,0	500,0	500,0	500,0	500,0	2500,0	500,0	500,0	500,0	500,0	500,0	2500,0	8714,0
7.	Стоимость подготовки 1 тонны запасов нефти и битумов, руб.	86,4	86,5	86,7	86,8	86,9	86,7	86,9	86,9	86,9	86,9	86,9	86,9	75,6
7.1.	в том числе стоимость подготовки 1 тонны запасов нефти	98,6	98,6	98,6	98,6	98,6	98,6	98,6	98,6	98,6	98,6	98,6	98,6	83,7
7.2.	в том числе стоимость подготовки 1 тонны запасов природных битумов	10,4	11,2	12,1	12,9	13,8	12,1	13,8	13,8	13,8	13,8	13,8	13,8	17,4
8.	Стоимость подготовки 1 тонны запасов нефти и битумов за счет ГРР, руб.	143,3	143,6	143,8	144,1	144,3	143,8	144,3	144,3	144,3	144,3	144,3	144,3	146,2
8.1.	в том числе стоимость подготовки 1 тонны запасов нефти	250,6	251,0	251,3	251,7	252,0	251,3	252,0	252,0	252,0	252,0	252,0	252,0	239,4
8.2.	в том числе стоимость подготовки 1 тонны запасов природных битумов	10,4	11,2	12,1	12,9	13,8	12,1	13,8	13,8	13,8	13,8	13,8	13,8	22,8
9.	Общая стоимость ГРР, включая средства бюджета РФ, в том числе:	2506,4	2509,9	2513,3	2516,8	2520,2	12566,5	2520,2	2520,2	2520,2	2520,2	2520,2	12601,0	47581,3
9.1.	Из средств бюджета РФ	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	1000,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	1000,0	5304,3
9.2.	Из средств бюджета РТ	300,0	300,0	300,0	300,0	300,0	1500,0	300,0	300,0	300,0	300,0	300,0	1500,0	7278,7
9.3.	Собственные средства предприятий, в том числе:	2006,4	2009,9	2013,3	2016,8	2020,2	10066,5	2020,2	2020,2	2020,2	2020,2	2020,2	10101,0	34998,3
9.3.1.	ОАО "Татнефть"	840,0	840,0	840,0	840,0	840,0	4200,0	840,0	840,0	840,0	840,0	840,0	4200,0	15046,2
9.3.2.	ННК ("старые" лицензионные участки)	666,4	669,9	673,3	676,8	680,2	3366,5	680,2	680,2	680,2	680,2	680,2	3401,0	11640,2
9.3.3.	ННК ("новые" лицензионные участки)	500,0	500,0	500,0	500,0	500,0	2500,0	500,0	500,0	500,0	500,0	500,0	2500,0	7010,0

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

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

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

Таблица 4

Предполагаемые объемы поисково-разведочного бурения
на территории Республики Татарстан

N п/п	Наименование участка	Объемы поисково-разведочного бурения (м) по годам
		2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012
1.	Разведочные зоны ОАО "Татнефть"
1.1.	Черемшано-Бастрык- ская	9600	9600	9600	9600	9600	9600	9600
1.2.	Степноозерская	9600	9600	9600	9600	9600	9600	9600
1.3.	Тлянчи-Тамакская	1600	1600	1600	1600	1600	1600	1600
1.4.	Бугульмино-Тумутук- ская	6400	6400	6400	6400	6400	6400	6400
1.5.	Мамадышская	1600	1600	1600	1600	1600	1600	1600
2.	Месторождения ОАО "Татнефть"
2.1.	Месторождения
3.	Поисковые лицензионные участки ОАО "Татнефть"
3.1.	Кукморский-1	1700		5100	5100	5100	5100	5100
3.2.	Кукморский-2	1700		3400	3400	3400	3400	3400
3.3.	Кукморский-3		1700	5100	5100	5100	5100	5100
3.4.	Берсутский-1	1700		3400	3400	3400	3400	3400
3.5.	Берсутский-2		1700	5100	5100	5100	5100	5100
3.6.	Шадкинский-1		1700	3400	3400	3400	3400	3400
3.7.	Шадкинский-2	1700		3400	3400	3400	3400	3400
4.	Итого "Татнефть"	50000	50000	57700	57700	57700	57700	57700
5.	Лицензионные участки ННК	62900	83800	97300	73300	38700	31000	31000
6.	Конкурсные участки
6.1.	Булгарский	2000	4000	4200	2800	5600	5600	5600
6.2.	Алексеевский-1	2000	2000	1400	2100	4200	4200	4200
6.3.	Алексеевский-2	2000	2000	1400	2100	4200	4200	4200
6.4.	Базарно-Матакский-1	2000	2000	1400	2800	5600	5600	5600
6.5.	Базарно-Матакский-2	2000	2000	1400	2800	5600	5600	5600
6.6.	Юхмачинский-1	2000	2000	1400	1400	2800	2800	2800
6.7.	Юхмачинский-2		2000	3400	2800	5600	5600	5600
6.8.	Свияжский				2000	4000	8000	8000
6.9.	Казанский				2000	4000	6000	6000
6.10.	Карлинский				1700	3400	5100	5100
6.11.	Лаишевский				1900	1900	1900	1900
6.12.	Кайбицкий				1900	1900	1900	1900
6.13.	Шалинский-1					1900	1900	1900
6.14.	Шалинский-2				1900	1900	1900	1900
6.15.	Балтасинский-1	1700	1700	3400	5100	6800	6800	6800
6.16.	Балтасинский-2	1700	1700	3400	5100	6800	6800	6800
6.17.	Балтасинский-3	1700	1700	3400	5100	6800	6800	6800
6.18.	Ковалинский-1		1700	3400	5100	6800	6800	6800
6.19.	Ковалинский-2		1700	3400	5100	6800	6800	6800
6.20.	Ковалинский-3		1700	3400	5100	6800	6800	6800
6.21.	Апастовский				5100	5100	5100	5100
6.22.	Тетюшский				5100	5100	5100	5100
7.	Итого конкурсные участки	17100	26200	35000	69000	103600	111300	111300
8.	Итого по Республике Татарстан	130000	160000	190000	200000	200000	200000	200000

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4. Развитие нефтедобычи в Республике Татарстан

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

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

Решающее влияние на развитие нефтедобычи оказали два обстоятельства:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В настоящее время в нефтяной промышленности Республики Татарстан работает 32 малые нефтяные компании с объемами добычи нефти от 10 до 500 тыс.тонн в год. В основном эти компании были созданы на основании Указа Президента Республики Татарстан от 12 февраля 1997 года N УП-81 "О мерах по увеличению нефтедобычи в Республике Татарстан". Им на конкурсной основе было передано 67 нефтяных месторождений, причем в основном это были маргинальные месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, содержащими высокосернистые нефти, большинство из которых были открыты 15-30 лет назад.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 5

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

Нефтяные компании	Вид работ	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
1.1. ОАО "Татнефть" месторождения	добыча	25395	25110	25049	24972	24603	24117	23565	23042	22592	22048	21398	20945	20400	19870	19240	18650
	экс. бурение	468	460	460	488	504	505	508	512	511	510	517	514	513	496	483	484
1.2. Разведка, доразведка и ввод запасов категории С2+С3	добыча										200	670	950	1225	1500	1900	2400
	экс. бурение									50	87	153	170	197	198	180	170
1. Итого ОАО "Татнефть"	добыча	25395	25110	25049	24972	24603	24117	23565	23042	22592	22248	22068	21895	21625	21370	21140	21050
	экс. бурение	468	460	460	488	504	505	508	512	561	597	670	684	710	694	663	654
2.1. Разраба- тываемые месторождения ННК	добыча	5250	5720	6040	6335	6525	6663	6748	6733	6695	6570	6393	6190	5959	5713	5470	5250
	экс. бурение	415	450	483	463	426	412	372	335	298	243	160	97	71	65	64	57
2.2. Разведка, доразведка и ввод запасов категории С2+С3	добыча					100	255	387	495	574	682	789	865	916	987	970	950
	экс. бурение					70	83	120	153	141	80	70	69	69	56	48	39
2. Итого по ННК	добыча	5250	5720	6040	6335	6625	6918	7135	7228	7269	7252	7182	7055	6875	6700	6440	6200
	экс. бурение	415	450	483	463	496	495	492	488	439	323	230	166	140	121	112	96
3. Опоискова- ние прогнозных ресурсов на новых землях и ввод их в разработку	добыча										50	100	150	200	350	600	850
	экс. бурение										40	40	50	50	85	125	150
Итого по Республике Татарстан (нефть)	добыча	30645	30830	31089	31307	31228	31035	30700	30270	29860	29550	29350	29100	28700	28420	28180	28100
	экс. бурение	883	910	943	951	1000	1000	1000	1000	1000	960	940	900	900	900	900	900
4. Ввод в эксплуатацию запасов природных битумов	добыча	3	3	7	17	30	65	100	150	300	450	650	800	1000	1200	1420	1500
	экс. бурение							0	0	20	30	39	39	40	40	20	20
Итого по Республике Татарстан	добыча	30648	30833	31096	31324	31258	31100	30800	30420	30160	30000	30000	29900	29700	29620	29600	29600
	экс. бурение	883	910	943	951	1000	1000	1000	1000	1020	990	979	939	940	940	920	920

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

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

"Рис.8"

"Рис.9. Динамика добычи углеводородного сырья по Республике Татарстан в 2000-2020 гг."

"Рис.10. Воспроизводство запасов углеводородного сырья по Республике Татарстан в 2000-2020 гг."

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

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

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

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

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

5. Нефтепереработка

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

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

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

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

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

"Рис.12. Средневзвешенное содержание серы в текущих запасах нефти"

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

"Рис.13. Структура добычи нефти в 2000 году"

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6.1. Сырьевая база природных битумов Республики Татарстан

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 6

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

Битумоносный комплекс	Запасы балансовые/извлекаемые, тыс.тонн
	В + С1	С2	Всего
Казанский	-	136375	136375
Уфимский	94581 ----- 34944	59161	153742
Нижнепермский	-	6300	6300
Всего:	94581 ----- 34944	201836	296417

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

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

"Рис.14. Карта перспектив битумоносности Республики Татарстан"

"Рис.15. Схема расположения первоочередных для освоения месторождений ПБ РТ"

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

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

Таблица 7

Список групп и месторождений природных битумов
для первоочередной разработки

Наименование групп	Наименование месторождений	Запасы, балансовые/ извлекаемые, тыс.тонн	Степень разведанности
1	2	3	4
-	Мордово-Кармальское	3730/1134	ОПР
-	Ашальчинское	10248/3669	ОПР (консерв.)
Северная	Студено-Ключевское	8624/2942	д.р.
	Олимпиадовское	2737/856	д.р.
	Краснополянское	324/101	д.р.
	Аверьяновское	4546/1886	д.р.
	Грядинское	4762/2099	д.р.
	Екатериновское	3223/1415	д.р.
	Архангельское	5160/2147	д.р.
	Лебединское	1616/533	п.р.
	Пойменное	1631/538	п.р.
	Западно-Шегурчинское	1014/335	п.р.
	Новотроицкое	779/257	п.р.
	Южно-Шегурчинское	1550/512	п.р.
	Никольское	437/144	п.о.
Всего по Северной группе:		36403/13765	7 д.р., 5 п.р., 1 п.о.
Центральная	Нижне-Кармальское	13670/4783	д.р.
	Южно-Ашальчинское	5268/1823	д.р.
	Каменское	6106/2198	д.р.
	Северо-Ашальчинское	4250/1768	д.р.
	Северо-Кармалинское	2480/957	д.р.
	Больше-Каменское	920/340	д.р.
	Туйметкинское	1659/614	д.р.
	Дальнеивановское	828/273	п.р.
	Сиреневское	2335/771	п.р.
	Весеннее	2418/798	п.р.
	Полянское	488/161	п.р.
	Беркет-Ключевское	321/106	п.р.
	Окраинное	1279/422	п.р.
	Правобережное	296/98	п.р.
	Ольхово-Южно-Чумачкинское		п.р.
	верхний пласт	500/165
	нижний пласт	769/254
	Кармалинское		д.р.
	верхний пласт	3957/1464
	нижний пласт	1035/383
	Мельничное	4762/1571	п.р.
	Восточно-Чумачкинское	4922/1624	п.р.
	Левобережное	1827/603	п.р.
	Туйское	1722/568	п.о.
	Тереховое	1055/348	п.о.
	Западно-Каменское	462/152	п.о.
	Руцкое	180/59	п.о.
	Красногорское	390/129	п.о.
Всего по Центральной группе:		63899/22432	8 д.р., 11 п.р., 5 п.о.
Южная	Утямышское	2264/883	д.р.
	Ново-Чегодайское	5633/2512	д.р.
	Минсалихское	1381/510	д.р.
	Морозное	7462/2761	д.р.
	Нижнее	1743/575	п.р.
	Родниковское		п.р.
	верхний пласт	914/302
	нижний пласт	277/91
	Дымное		п.р.
	юго-восточная залежь	1636/540
	северо-западная залежь	1421/469
	Клубничное	1020/337	п.р.
	Верхне-Кармальское	6025/2229	д.р.
	Верхнее	2178/807	д.р.
	Историческое	1012/334	п.р.
	Туманное	286/94	п.о.
	Лагунное	385/127	п.о.
	Вьюжное-1	265/87	п.о.
	Вьюжное-2	663/219	п.о.
	Южно-Кармалинское	783/258	п.о.
	Смородиновое		п.о.
	верхний пласт	852/281
	нижний пласт	95/31
	Самарское	1548/511	п.о.
	Жаркое	845/279	п.о.
Всего по Южной группе:		38688/14237	6 д.р., 5 п.р., 8 п.о.
Итого: по трем группам по пяти участкам		138990/50434 152968/55237	21 д.р., 21 п.р., 14 п.о.

Примечание: запасы категорий В + С1 + С2

д.р. - детально разведанное месторождение;

п.р. - предварительно разведанное месторождение;

п.о. - предварительно оцененное месторождение.

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

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

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

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

6.2. Меры по наращиванию разведанных запасов природных битумов

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

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

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

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

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

Таблица 8

Месторождения ПБ

N п/п	Месторождения	Категория запасов	Запасы, тыс.тонн
			балансовые	извлекаемые
1	2	3	4	5
1.	Мордово-Кармаль- ское	В+С1+С2	3730, в том числе: 1520 - В; 1815 - С1; 395 - С2	1134, в том числе: 462 - В; 552 - С1; 120 - С2
2.	Ашальчинское	В+С1+С2	10248, в том числе: 1043 - В; 8448 - С1; 757 - С2	3669, в том числе: 374 - В; 3024 - С1; 271 - С2
3.	Нижне-Кармальское	С1	13670 - С1	4783 - С1
4.	Подлесное	С1+С2	4449, в том числе: 3847 - С1; 602 - С2	1606, в том числе: 1389 - С1; 217 - С2
5.	Студено-Ключев- ское	С1	8624 - С1	2942 - С1
6.	Олимпиадовское	С1+С2	2737, в том числе: 2481 - С1; 256 - С2	856, в том числе: 776 - С1; 80 - С2
7.	Краснополянское	С1	324 - С1	101 - С1
8.	Каменское	С1+С2	6106, в том числе: 5323 - С1; 783 - С2	2198, в том числе: 1916 - С1; 282 - С2
9.	Южно-Ашальчинское	С1	5268 - С1	1823 - С1
10.	Утямышское	С1+С2	2264, в том числе: 2045 - С1; 219 - С2	883, в том числе: 798 - С1; 85 - С2
11.	Грядинское	С1+С2	4762, в том числе: 3981 - С1; 781 - С2 в водоохранной зоне р.Секинель - С1-195	2099, в том числе: 1755 - С1; 344 - С2 в водоохранной зоне - 86 - С1
12.	Аверьяновское	С1	4546, в санитарно-защитной зоне - 201 - С1	1886 83 - в санитарно-защитной зоне - С1
13.	Северо-Ашальчин- ское	С1+С2	4250, в том числе: 3998 - С1; 252 - С2 в водоохранной зоне р.Шешма - 2427 - С1; 112 - С2	1768, в том числе: 1663 - С1; 105 - С2 1057, в том числе: в водоохранной зоне 1010 - С1; 47 - С2
14.	Екатериновское	С1	3223 - С1	1415 - С1
15.	Архангельское	С1+С2	5160, в том числе: 3735 - С1; 1425 - С2	2147, в том числе: 1554 - С1; 593 - С2
16.	Ново-Чегодайское	С1+С2	6590, в том числе: 4902 - С1; 1688 - С2	2939, в том числе: 2186 - С1; 753 - С2
17.	Северо-Кармалин- ское	С1	2480 - С1	957 - С1
18.	Верхнее	С1	2178	807
19.	Минсалихское	С1+С2	1381, в том числе: 1374 - С1; 7 - С2	510, в том числе: 507 - С1; 3 - С2
20.	Кармалинское (двухпластовое)	С2	4992	1849
21.	Туйметкинское	С2	1659	614
22.	Большекаминское	С2	920	340
23.	Верхне-Кармаль- ское	С2	6025	2229
24.	Морозное	С2	7462	2761
	Итого:	В+С1+С2 В С1 С2	112091 2563 81522 28006	41887 836 30504 10547

Таблица 9

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

N п/п	Месторождение, битумоскопление	Коли- че- ство раз- ве- дан- ных сква- жин	Виды и объемы работ							Прирост запасов кат. С1 балансовые /извлекаемые, тыс.тонн	Объемы инвес- тиций, тыс. рублей
			Буре- ние, мет- ров	Испы- тание пла- стов, объект	ГИС мас- штаб 1:500, метров	ГИС мас- штаб 1:200, метров	Гидро- геоло- гиче- ские иссле- дова- вания, объект	Лабо- ратор- ные иссле- дова- ния ФЕС, объект	Иссле- дования соста- ва, фи- зико- химиче- ских и товар- ных свойств ПБ, анализ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1	Кармалинское*	-	-	2	-	-	-	-	6	3938/1575	3700
1.	Минсалихское	-	-	1	-	-	-	-	3	1493/573	1900
2.	Кармалинское	-	-	2	-	-	-	-	6	3938/1575	3700
3.	Морозное*	-	-	-	-	-	-	-	-	5970/2388	700
4.	Верхне-Кармальское*	-	-	2	-	-	-	-	6	4820/1928	3700
5.	Верхнее*	-	-	1	-	-	-	-	3	2178/882	1900
	Всего в 2006 г.	-	-	6	-	-	-	-	18	18399/7346	11900
6.	Мельничное**	13	2585	3	2585	150	5	1309	9	3810/1524	19575
7.	Восточно-Чумачкин- ское**	18	2629	4	2639	214	4	4465	12	3938/1575	19648
	Всего в 2007 г.:	31	5214	7	5224	364	9	5774	21	7748/3099	39223
8.	Сахаровское**	12	2604	3	2604	125	6	2173	9	982/393	16468
9.	Западно-Шегурчин- ское	9	1290	2	1290	135	5	1590	6	811/324	10510
10.	Южно-Шегурчинское**	12	2565	3	2826	118	6	2596	9	1240/496	15989
	Всего в 2008 г.:	33	6459	8	6720	378	17	6359	24	3033/1213	42967
11.	Окраинное**	12	1280	3	1280	138	4	2548	9	1023/409	12407
12.	Левобережное	9	825	1	825	110	4	1935	3	1462/585	6729
13.	Тереховое	11	2145	1	2145	240	5	2270	3	633/253	14055
	Всего в 2009 г.:	32	4250	5	4250	488	13	6753	15	3118/1247	33191
14.	Сиреневское**	13	2329	3	2329	120	5	2586	9	1868/747	15580
15.	Весеннее**	14	1789	3	1789	145	4	3333	9	1936/776	15238
16.	Михайловское	20	2295	2	2295	135	5	3745	6	744/268	16087
	Всего в 2010 г.:	47	6413	8	6413	400	14	9664	24	4551/1821	46905
17.	Лебединское**	11	2297	2	2322	128	5	2422	6	1293/517	15225
18.	Пойменное	11	1445	1	1445	135	5	1975	3	1305/522	10170
19.	Западно-Екатеринов- ское	12	2950	1	2950	120	5	2180	3	942/377	18522
20.	Карамышевское	12	1760	1	1760	135	5	2035	3	891/356	11918
	Всего в 2011 г.:	46	8452	5	8477	518	20	8612	15	4431/1772	55835
21.	Восточно-Шешминки нское**	18	2412	5	2497	267	5	4190	15	2158/863	25340
22.	Шешминкинское	9	790	1	790	110	4	2140	3	1501/600	6534
23.	Ольховско - Южно-Чумачкинское	9	1085	2	1085	160	5	2035	6	1015/406	9372
	Всего в 2012 г.:	36	4287	8	4372	537	14	8365	24	4674/1869	41246
24.	Нижнее**	12	2204	3	2204	178	5	2718	9	1394/558	20319
25.	Историческое	10	2045	1	2045	100	5	1930	3	607/243	13500
	Всего в 2013 г.:	22	4249	4	4249	278	10	4648	12	2001/801	33819
26.	Дымное**	22	5056	3	5036	180	7	4832	9	2180/871	22516
27.	Родниковское	9	2025	2	2025	130	5	2420	6	953/381	14589
28.	Клубничное	8	1590	1	1590	105	5	1515	3	816/326	10975
	Всего в 2014 г.:	39	8671	6	8651	415	17	8767	18	3949/1578	48080
29.	Афонькинское	12	1310	1	1310	135	5	2195	3	645/258	9420
30.	Лагерное	9	1230	2	1230	140	5	1890	6	1475/590	10176
31.	Сарабикуловское	10	690	2	690	140	4	1965	6	1598/639	7180
	Всего в 2015 г.:	31	3230	5	3230	415	14	6050	15	3718/1487	26776
32.	Софьевское	13	1340	2	1340	140	5	2380	6	2009/803	10787
33.	Урмышлинское	12	2520	1	2520	135	5	2195	3	1175/470	16136
	Всего в 2016 г.:	25	3860	3	3860	275	10	4575	9	3184/1273	26923
34.	Алтайское	11	1935	1	1935	105	5	2095	3	870/348	12889
35.	Иштерякское	13	1590	1	1590	135	5	2320	3	860/344	10975
36.	Ягодное	10	840	1	840	110	4	2135	3	1106/442	6812
	Всего в 2017 г.:	34	4365	3	4365	350	14	6550	9	2836/1134	30676
37.	Улановское	11	1755	1	1755	150	5	2600	3	653/261	11890
38.	Солдатское	13	1430	1	1430	150	5	2995	3	846/338	10086
39.	Мичуринское	11	1185	1	1185	145	5	2445	3	2015/820	8727
	Всего в 2018 г.:	35	4370	3	4370	445	15	8040	9	3550/1419	30703
40.	Вязовское	15	1310	2	1310	100	4	2780	6	881/352	10620
41.	Петропавловское	13	1240	2	1240	140	5	2460	6	904/361	10232
42.	Сугушлинское	15	2310	1	2310	140	5	2930	3	728/291	14970
	Всего в 2019 г.:	43	4860	5	4860	380	14	8170	15	2513/1004	35822
43.	Юлтимировское	13	2495	1	2495	140	5	2580	3	1636/654	15997
44.	Урдалинское	11	810	1	810	60	4	2050	3	978/391	5445
	Всего в 2020 г.:	24	3305	2	3305	200	9	4630	6	2614/1045	21442
	Итого в 2006- 2020 гг.:	478	71985	80	72346	5443	190	96957	234	70319/28108	525508

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

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

6.3. Добыча природных битумов

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

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

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

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

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

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

Таблица 10

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

Годы	Ввод скважин, скважины				Ввод скважин из консервации, скважины			Действующий фонд скважин, скважины			Бурение скважин, тыс.метров			Добыча битума, тыс.тонн		Добы- ча жид- кости, тыс. тонн	Закач- ка воз- духа, млн. куб. метров	Закач- ка пара, тыс. тонн	Ввод обо- рудования
	До- бы- ваю- щих	В т.ч. гори- зон- таль- ных	Наг- нета- тель- ных	Итого	Добы- ваю- щих	Наг- нета- тель- ных	Итого	Добы- ваю- щих	Наг- нета- тель- ных	Итого	Вер- ти- каль- ных	Гори- зон- таль- ных	Итого	Всего	В т.ч. за счет МУН				ОВГ, шт.	УПГ- 24, шт.
2006	0	0	0	0	3	2	5	3	2	5	0	0	0	3	3	4	1	8	1	1
2007	0	0	0	0	5	2	7	8	4	12	0	0	0	7	7	10	3	19	0	0
2008	0	0	0	0	10	5	15	18	9	27	0	0	0	17	17	24	7	46	0	0
2009	0	0	0	0	13	7	20	31	16	47	0	0	0	30	30	43	12	81	0	0
2010	0	0	0	0	17	8	25	48	24	72	0	0	0	65	65	93	26	176	1	0
2011	1	0	1	2	27	13	40	76	38	114	0,4	0	0,4	100	100	143	40	270	0	1
2012	1	0	1	2	29	15	44	106	54	160	0,4	0	0,4	150	150	214	60	405	1	1
2013	67	0	33	100	34	16	50	207	103	310	20	0	20	300	300	429	120	810	3	1
2014	100	7	52	152	0	0	0	307	155	462	27,6	2,8	30,4	450	450	643	180	1215	3	2
2015	130	10	60	190	0	0	0	434	213	647	35,6	4	39,6	650	650	929	260	1755	4	3
2016	134	10	61	195	0	0	0	563	272	835	35	4	39	800	800	1143	320	2160	3	2
2017	137	10	63	200	0	0	0	690	330	1020	36	4	40	1000	1000	1429	400	2700	3	3
2018	136	10	64	200	0	0	0	813	387	1200	36	4	40	1200	1200	1714	480	3240	4	3
2019	67	0	33	100	0	0	0	863	412	1275	20	0	20	1420	1420	2029	568	3834	4	2
2020	65	0	35	100	0	0	0	900	433	1333	20	0	20	1500	1500	2143	600	4050	1	2
2002- 2010	0	0	0	0	48	24	72	48	24	72	0	0	0	122	122	174	49	330	2	1
2011- 2015	299	17	147	446	138	68	206	434	213	647	84	6,8	90,8	1772	1772	2532	709	4785	13	9
2016- 2020	838	47	403	1241	138	68	206	900	433	1333	231	18,8	249,8	7692	7692	10990	3077	20769	28	21
Итого	838	47	403	1241	138	68	206	900	433	1333	231	18,8	249,8	7692	7692	10990	3077	20769	28	21

6.4. Переработка природных битумов

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

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

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

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

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

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

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

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

деасфальтизация с помощью сжиженного пропана,

деасфальтизация с помощью ацетона;

технологии переработки тяжелых остатков:

выработка из тяжелых остатков дорожных и строительных битумов,

переработка тяжелых остатков в процессе флексикокинга,

переработка тяжелых остатков в процессе газификации;

инновационные технологии комплексной переработки:

производство "синтетической нефти" в процессе радиационно-термического крекинга,

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

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

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

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

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

Таблица 11

Материальный баланс битумоперерабатывающего завода
производительностью 400 тыс.тонн в год

Наименование сырья и продуктов	Тыс.тонн в год	%
Поступило: Эмульсия ПБ Бензиновая фракция	480 120	80 20
Всего:	600	100
Получено: Сточная вода Бензиновая фракция Нефрас Сульфоны Дизельная фракция Масла (моторные, специальные, трансмиссионные, машинные) Битумы (дорожные, строительные) Битумные лаки Битумные мастики Мягчители Побочные продукты потери	80 120 7,0 0,5 59,5 50 120 75 50 10 22 6	13,3 20 1,2 0,1 9,9 8,3 20,0 12,5 8,3 1,7 3,7 1,0
Всего:	600	100

Таблица 12

Выход и объем нефтепродуктов

Наименование продукта	Выход продукта, тыс.тонн/г	Цена 1 тонны с НДС, рублей	Объем нефтепродуктов в год, тыс.рублей
Нефрас (С 80/120)	5	8620	43,1
Бензин (НК-180)	24	8100	194,4
Дизельное топливо	32	8250	264
Сульфоксиды (сульфоны)	7	158000	1106
Вакуумн. газойль, ПН-6	32	5500	176
Битум дорожный	90	5300	477
Битум строительный	90	5800	522
Битум специальный	57(33)*	25000	600
Мягчитель (АСМГ, рубракс)	20	10100	202
Лак (БТ-5100, БТ-577)	11	22000	242
Мастика (БМП-1, ВШПМ)	12	24000	288
Пигментный лак	10	23000	230
АСК	(5)*
Потери	5
Итого	400	10861	4344,5

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

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

размещение вблизи от мест добычи,

размещение в крупных промышленных центрах,

комбинирование двух первых вариантов.

Каждый вариант обладает преимуществами и недостатками.

           /----------------------------------------------------\

           |/-------\           /-----\н.к. - 180 С°, 25-27% (*)|                   бензин, нефрас

           ||блок   |           | КАТ |-------------------------------------------------------------------

бензиновая |подго- |смесь ПБ и |(**) |180-350 С°,                /----------------\сульфоны, сульфоксиды

-----------|товки  |----------|     |--------------------------|блок окисления и|----------------------

фракция 20% |       |бензиновой |     |дизельная фракция, 5-7%    |   экстракции   |дизельное топливо

            |       |фракции 87%|     |                           |                |----------------------

            |       |           |     |                           \----------------/

эмульсия ПБ |       |           |     |350-420 С°,                /----------------\базовые масла

-----------|       |           |     |--------------------------|  блок очистки  |----------------------

80%         |       |           |     |масляная фракция, 8-10%    \----------------/

            |       |           |     |

            |       |           |     |асфальтит, гудрон

            |       |           |     |--------------------------

            \-------/           \-----/47%

                |сточная вода

                |13%

(*) н.к. - начало кипения

(**) КАТ - колонна атмосферной трубчатки

Рис. 16. Принципиальная схема обезвоживания и переработки ПБ в смеси с легкими углеводородами

Таблица 13

Преимущества и недостатки различных вариантов размещения
предприятий переработки ПБ

	Места размещения предприятия переработки ПБ
	Вблизи от мест добычи	В крупных промышленных центрах
Пре- иму- ще- ства	Снимается технологически сложный и капиталоемкий вопрос организации транспортировки ПБ	Возможно использование существующей производственно-технологической, транспортной, административной инфраструктуры, обеспечение энергоресурсами и т.п.
		Близость к потенциальным потребителям продуктов переработки ПБ
		Возможно строительство более экономичных крупнотоннажных установок
Недо- стат- ки	Необходимо создание транспортной инфраструктуры по доставке потребителям продуктов переработки ПБ	Увеличение нагрузки на экологию в промышленных центрах
	Необходимо создание производственно-технологической инфраструктуры: обеспечение энергоресурсами, вспомогательным сырьем, строительство складов готовой продукции, очистных сооружений и т.д.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

транспортировки с использованием трубопроводного транспорта;

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

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

Далее должны быть реализованы следующие мероприятия:

проектирование блочных битумперерабатывающих установок различной конфигурации и производительности;

разработка многовариантного ТЭО переработки и транспортировки ПБ;

строительство блочных битумперерабатывающих установок в соответствии с ТЭО;

разработка инновационных технологий переработки ПБ;

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

расширение ассортимента продуктов переработки ПБ на существующих мощностях блочных установок.

7. Газовая отрасль

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

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

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

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

"Рис.17. Динамика потребления природного газа в Республике Татарстан по годам (млн.куб.метров)"

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

а) рациональное использование приобретаемого газа:

в промышленности,

в энергетике,

на коммунально-бытовые потребности с соответствующим развитием газификации,

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

на производство моторного топлива;

б) развитие газотранспортной инфраструктуры.

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

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

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

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

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

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

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

"Рис.18. Динамика поставок компримированного природного газа для заправки автотранспортных средств по годам"

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

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

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

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

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

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

отсутствуют стимулы для газосбережения;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

"Рис.21. Динамика цен на основные виды топлива"

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

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

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

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

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

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

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

7.1. Строительство подземного газохранилища
в Республике Татарстан

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 газораспределительных проводах, расположенных как на территории Республики Татарстан, так и за ее пределами.

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

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

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

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

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

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

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

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

II. Энергетическая отрасль Республики Татарстан

8. Энергоэффективность

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

9. Современное состояние энергетического комплекса
Республики Татарстан

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

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

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

Исторически сложившееся деление энергосистемы по электрической части на энергорайоны следующее:

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

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

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

Основные проблемы энергетической отрасли Республики Татарстан следующие:

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

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

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

9.1. Структура производства и потребления электрической энергии

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

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

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

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

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

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

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

"Рис.25. Структура потребления электроэнергии в Республике Татарстан в 1991 г. и в 2005 г. (%)"

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

9.2. Структура производства и потребления тепловой энергии

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

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

9.3. Прогноз производства и потребления электрической
и тепловой энергии

В связи со стабилизацией общей экономической ситуации в Республике Татарстан и ростом промышленного производства в последние годы наблюдается увеличение потребления электрической и тепловой энергии. В дальнейшем прогнозируется рост потребления электрической энергии: в 2010 г. - на 20-22% по сравнению с 2004 г., в 2015 г. - на 38-40%, а к 2020 г. - на 55-65%. Соответственно будут расти и пиковые нагрузки энергосистемы (до 5000 МВт к 2020 г.). Кроме того, в связи с началом полноценного функционирования оптового рынка электрической энергии перед энергосистемой республики ставится задача выхода на общероссийский рынок с предложениями по продаже электрической энергии (не менее 6 млрд.кВтч к 2020 г.). Вместе с тем возможна продажа электрической энергии в секторе свободной торговли в зависимости от имеющегося спроса дополнительно до 2000 млн.кВтч с учетом ввода новых генерирующих мощностей (рис.27-31).

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

"Рис.27. Производство и потребление электрической энергии в Республике Татарстан (1991-2005 гг. - факт, 2010-2020 гг. - прогноз), млн.кВтч"

"Рис.28. Сценарий динамики годовых пиковых нагрузок в Республике Татарстан, МВт"

"Рис.29. Прогноз структуры потребления электрической энергии отраслями промышленности в 2010 году, %"

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

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

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

"Рис.32. Прогноз отпуска тепловой энергии в Республике Татарстан по годам (тыс.Гкал)"

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

10. Основные направления развития энергосистемы
Республики Татарстан

Стратегическими целями развития энергетики Республики Татарстан являются:

надежное снабжение всех потребителей Республики Татарстан электрической и тепловой энергией;

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

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

снижение уровня негативного воздействия на окружающую среду.

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

Модернизация энергосистемы Республики Татарстан должна основываться на следующих принципах:

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

2. Максимальное использование систем централизованного теплоснабжения.

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

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

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

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

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

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

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

Задача обеспечения конкурентоспособности ОАО "Татэнерго" на оптовом рынке электроэнергии и мощности и надежного энергоснабжения потребителей республики решается путем формирования программы развития генерирующих мощностей на базе новых технологий (ГТУ, ПГУ и т.д.). В 2005 году введена в опытную эксплуатацию ГТУ-50 МВт на Казанской ТЭЦ-1. В 2006-2020 гг. планируется ввод еще целого ряда газотурбинных установок: ГТУ-215 МВт на Нижнекамской ТЭЦ, ГТУ-12 МВт на Уруссинской ГРЭС, ПГУ-95 МВт на Казанской ТЭЦ-1, ГТУ-110 МВт на Казанской ТЭЦ-3, ГТУ-36 МВт на котельной "Азино", ПГУ-230 МВт на Заинской ГРЭС.

Тенденция использования передовых энергоэффективных технологий с использованием комбинированной выработки целесообразна и на предприятиях тепловых сетей. Предусматривается ввод ГТУ-18 МВт в г.Альметьевске, ГТУ-18 МВт в г.Елабуге, ГТУ-12 МВт в г.Бугульме, 2x6 МВт в г.Зеленодольске, ГТУ-36 МВт в г.Набережные Челны.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

* Окончательное решение вопроса об оптимизации уровня Нижнекамского водохранилища возможно после подготовки соответствующего Доклада Правительства Республики Татарстан.

10.1. Особенности развития систем теплоснабжения

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

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

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

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

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

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

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

11. Использование альтернативных, нетрадиционных
и возобновляемых источников энергии

11.1. Состояние ресурсной базы и перспективы использования углей

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

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

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

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

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

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

11.2. Лесные ресурсы

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

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

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

Таблица 14

Потребление лесных ресурсов в качестве дров для отопления

Наименование показателя	Годы
	2000	2001	2002	2003	2004	2005
Дрова для отопления, тыс.куб.метров	112,175	108,78	117,0	108,158	106,0	105

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

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

11.3. Малая гидроэнергетика

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

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

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

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

строительство бесплотинных водозаборов;

создание водохранилищ, затопление которых не превышает максимально паводочного уровня;

внерусловое расположение зданий гидроэлектростанций;

использование энергии естественных перепадов водотока.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 15

Программа
строительства малых ГЭС в Республике Татарстан

Год	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Вводимые мощно- сти, Мвт	Начало строительства	5	3	4	4	4	2	2	1

11.4. Ветроэнергетика

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

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

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

Таблица 16

	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Альметьевский район	Начало строительства	10	10	8	6	4	2	2	2
Бугульминский район	Начало строительства	8	8	5	5	2	2	2	2
Зеленодольский район	Начало строительства	8	7	7	4	2	2	2	2
Тетюшский район	Начало строительства	7	7	7	6	3	2	1	1
Верхнеуслонский район	Начало строительства	6	6	5	4	2	2	2	2

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

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

11.5. Использование биогаза

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

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

от навоза КРС - 250 л/кг;

от свиного навоза - 340 л/кг;

от помета птицы - 675 л/кг.

Наиболее перспективным для выработки биогаза является птичий помет.

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

Таблица 17

Потенциальные возможности сырьевой базы
использования биогаза в Республике Татарстан

Поголовье скота и птицы, голов	Выход навоза в сутки, т	Кол-во выра- батываемого биогаза, тыс.куб.м	Эквивалент энергии		Выход удобрений в сутки, т
			тепловой, Гкал	электриче- ской, КВтч
КРС - 890667	15140	1514	8478,4	9860	15140
Свиней - 654165	2610	261	1461,6	1699,8	2610
Птицы - 7338800	917	91,7	513,5	597,2	917
Овец - 64200	192	192	107,5	125	192
Всего	18859	1885,9	10561	12282,4	18859

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

11.6. Тепловые насосы

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

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

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

достаточно высокая цена тепловых насосов, обуславливающая# большой срок окупаемости.

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

11.7. Турбодетандерные установки

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

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

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

12. Экологические аспекты

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

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

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

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

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

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

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

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

12.1. Реализация Киотского протокола

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

Его ключевыми элементами являются:

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

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

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

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

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

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

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

международная торговля квотами на выбросы парниковых газов.

Федеральным законом от 4 ноября 2004 г. N 128-ФЗ "О ратификации Киотского протокола к рамочной конвенции Организации Объединенных Наций" Российская Федерация ратифицировала Киотский протокол. Решение о ратификации было принято после тщательного анализа всех факторов, в том числе с учетом значения Протокола для экономического и социального развития страны.

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

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

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

13. Государственная политика в сфере развития
топливно-энергетического комплекса

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

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

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

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

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

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

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

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

установления сбытовых надбавок гарантирующих поставщиков;

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

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

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

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

согласования размещения объектов электроэнергетики на территории Республики Татарстан;

согласования решений о присвоении субъектам электроэнергетики статуса гарантирующих поставщиков;

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

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

13.1. Инвестиционная политика

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

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

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

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

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

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

целевое финансирование в объекты системообразующих электрических сетей.

Инструменты специальной поддержки инвестиций будут включать:

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

долгосрочные тарифные гарантии;

меры налогового стимулирования капитальных вложений.

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

13.2. Тарифная политика

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

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

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

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

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

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

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

Кроме того, предусматривается предоставление тарифных скидок энергоемким потребителям.

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

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

Заключение

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

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

при возникновении новых организационных отношений в топливно-энергетическом комплексе;

при изменении макроэкономических показателей экономики Российской Федерации и Республики Татарстан.

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

Основными направлениями обеспечения управляющего воздействия должны стать следующие:

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

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

координационно-контрольные функции, включающие в себя:

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

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

разработку и реализацию регламентов, нормативов и руководящих указаний;

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

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