Geum.ru

Программа "развитие и размещение производительных сил республики татарстан на основе кластерного подхода до 2020 года и на период до 2030 года" Основные направления

Вид материалаПрограмма
Подобный материал:
1   ...   15   16   17   18   19   20   21   22   ...   61

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

5. Выполнение мероприятий, которые при минимальных затратах способны дать больший 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%. Однако в перспективе возможно изменение соотношения цен между природным газом и мазутом. В связи с этим энергопроизводители должны обеспечить внедрение технологии использования мазута в качестве топлива и наличие мазутного хозяйства на станциях и в котельных.

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

8. Обеспечение условий для 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 (газотурбинные установки (ГТУ), парогазовые установки (ПГУ) и т.д.). В 2005 г. 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 в котельной "Азино", ПГУ-230 МВт на Заинской ГРЭС.

Применение передовых энергоэффективных технологий с использованием комбинированной выработки целесообразно 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, 2 x 6 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 порядка 770 - 790 мегаватт. 400 МВт предусматривается получить за счет собственных средств предприятий энергосистемы, а остальные 370 - 390 МВт - за счет средств основных потребителей энергоресурсов и инвесторов.

Предполагается постепенный вывод генерирующих мощностей в период до 2012 г. 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 генерирующих мощностей в объеме примерно 315 мегаватт.

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

При реализации инновационного варианта потребуется более интенсивное обновление генерирующих мощностей энергосистемы с вводом их в объеме 1300 - 1400 МВт 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 вернуться к возобновлению строительства ТЭЦ в г. Елабуге на территории, примыкающей к ОЭЗ "Алабуга", а также рассмотреть вопрос о целесообразности развития в республике атомной энергетики.

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 мегаватт). При этом дополнительная выработка электроэнергии составит 1,4 млрд кВт. ч 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 его выработки на тепловых электростанциях составит 480 тыс. т в год условного топлива, или 421 млн куб. метров природного газа. Также не будет роста выбросов вредных веществ (окиси азота и серы в объеме 24 тыс. т 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). <25>

--------------------------------

<25> Окончательное решение вопроса об оптимизации уровня Нижнекамского водохранилища возможно после подготовки соответствующего доклада Правительства Республики Татарстан.


Таким образом, развитие энергосистемы предполагает ввод по инновационному варианту новых генерирующих мощностей в объеме не менее 4000 МВт, что позволит не только обеспечить потребителей Республики Татарстан электрической и тепловой энергией, но и продавать электроэнергию за пределы Республики Татарстан.

Прогнозируемое развитие электроэнергетики потребует значительных инвестиций: 30,6 млрд рублей по инерционному варианту, 64,8 млрд рублей по инновационному варианту. При определении инвестиций в развитие энергетики республики использовались экспертные оценки Института энергетических исследований Российской академии наук стоимости ввода 1 МВт в гидроэнергетике в период 2006 - 2010 гг. в ценах 2005 г., при определении инвестиций в развитие новых мощностей на тепловых электростанциях - данные Республики Татарстан.

Организационные мероприятия по повышению эффективности функционирования энергосистемы и ее конкурентоспособности 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 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 электроэнергии на собственные нужды энергосистемы. Проблема может быть решена на основе 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.

8. Оптимальное развитие малой и нетрадиционной энергетики на базе имеющихся в республике ресурсов.

9. Проработку вопросов целесообразности развития на территории Республики Татарстан атомной энергетики.

10. Обеспечение повсеместной экономии энергетических ресурсов, выполнение программы "Энергоресурсоэффективность в Республике Татарстан", принятой в республике в 2007 году.


Использование альтернативных, нетрадиционных

и возобновляемых источников энергии


Объемы поставок электроэнергии на оптовый рынок могут быть увеличены за счет развития альтернативных, нетрадиционных и возобновляемых источников энергии за счет высвобождения части электроэнергии, вырабатываемой большой энергетикой, источниками малой энергетики, развиваемой различными отраслями промышленности для потребления на собственные нужды.

Татарстан обладает значительными ресурсами ископаемого угля. Известны 108 залежей угля, в том числе в отложениях франкского, визейского, казанского и акчагыльского ярусов.

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.


Перспективы развития малой гидроэнергетики


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 киловатт-часов.

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

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. Примерные затраты на реализацию первого этапа строительства малых ГЭС в Республике Татарстан составляет 4 млрд рублей в ценах 2005 года. Начало строительства малых ГЭС в Республике Татарстан возможно ориентировочно с 2012 года.


Ветроэнергетика


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

Подавляющее число ветроэнергетических станций 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 кВт. ч, Бугульминский - 59,4 млн кВт. ч, Зеленодольский - 59,1 млн кВт. ч, Тетюшский - 57,0 млн кВт. ч, Верхнеуслонский - 50,4 млн кВт. ч, и с 2012 г. можно рассмотреть вопрос строительства ветроэлектростанций в указанных районах.

На территории республики имеется техническая возможность разместить 359 ветроэнергетических станций с использованием ветроустановок мощностью 722,4 МВт и выработкой электроэнергии в объеме 1275,2 млн кВт. ч, расположенных во всех районах республики.


Индикативные параметры оценки развития

на 2008 - 2020 гг. и на период до 2030 года


Согласно Энергетической стратегии России на период до 2020 г. потенциал энергосбережения составляет 39 - 47% потребления энергии уровня 2005 г., для реализации которого потребуется до 15 лет. Учитывая опыт западных стран, дальнейшее снижение энергоемкости ВВП в период 2020 - 2030 гг. ожидается из расчета, что на 1% прироста ВВП приходится в среднем 0,4% прироста потребления энергоносителей.

На рис. 6.1.2 и рис. 6.1.3 представлены прогнозные сценарии потребления первичных энергоносителей (газ, мазут, уголь и покупная электроэнергия) и энергоемкость ВРП соответственно.


Рис. 6.1.2. Инерционный и инновационный сценарии роста

потребления первичных энергоносителей


Рисунок не приводится.


Рис. 6.1.3. Прогноз индикатора энергоемкости ВРП

по потребляемым первичным энергоносителям


Рисунок не приводится.


В результате реализации данной Программы будут достигнуты следующие показатели развития отрасли: производство и потребление электроэнергии в республике по инерционному варианту возрастет (по отношению к 2004 г.) к 2010 г. до 111,4% , к 2020 г. - до 132,2% и к 2030 г. (по отношению к 2020 г.) - еще на 118%.

По инновационному варианту, по данным Республики Татарстан, предполагается рост продукции электроэнергетики (по отношению к 2004 г.) к 2010 г. до 116,4% , к 2020 г. - до 153,1% и к 2030 г. (по отношению к 2020 г.) - до 117,9%.

По инновационному варианту, по данным СОПС, предполагается рост продукции электроэнергетики (по отношению к 2004 г.) к 2010 г. до 116,4%, к 2020 г. - до 200% и к 2030 г. (по отношению к 2020 г.) - до 171,1%. При этом ежегодные поставки электроэнергии на оптовый рынок с 2010 г. составят порядка 4,5 млрд киловатт-часов.

Установленные мощности в размере более 11000 МВт позволят обеспечить намечаемые объемы электропотребления в республике.

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:

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

координационно-контрольные функции, включающие в себя:

систему мониторинга настоящей Программы (анализ текущего состояния реализации Программы, принятие управленческих решений, корректировка Программы 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.


6.1.2.2. Нефтедобыча


Цель развития - долгосрочное стабильное обеспечение экономики региона и страны топливно-энергетическими полезными ископаемыми как необходимое условие достойного качества жизни населения. В условиях естественного истощения запасов углеводородного сырья не менее важно сохранить конкурентоспособность отрасли за счет реализации резервов повышения эффективности хозяйственной деятельности, совершенствования производственных, сбытовых и инвестиционных операций, развития нефтеперерабатывающих мощностей, диверсификации бизнеса.

Задачи развития нефтедобычи:

Стабилизация и повышение эффективности добычи нефти, газа в Республике Татарстан, а также приращение запасов и добычи нефти за ее пределами.

Увеличение ресурсной базы углеводородного сырья Республики Татарстан за счет эффективного освоения природных битумов, выявления и оценки перспектив территории в отношении новых и нетрадиционных видов минерального сырья.

Усиление инновационного потенциала отрасли и обеспечение на этой базе ее конкурентных преимуществ за счет постоянной разработки и эффективного освоения научно-технических нововведений в области геологического поиска, разведки и добычи нефтебитумных месторождений, повышения нефтеотдачи и сохранения конкурентоспособного уровня затрат.

Обеспечение роста капитализации и привлекательности региональных нефтяных компаний на отраслевых рынках в условиях усиления конкуренции и изменчивой конъюнктуры рынка, привлечение инвестиций в долгосрочное развитие сектора.

Экологизация развития сектора, выраженная в снижении негативного воздействия комплекса на окружающую природную среду при повышении эффективности хозяйственной деятельности.

Анализ рисков. Нефтедобыча Республики Татарстан вступила в позднюю стадию своего развития. Ухудшается структура запасов: высокие темпы развития нефтяной промышленности обусловили быстрое истощение активных запасов, которые на сегодняшний день выработаны на 89,9% (степень выработанности начальных извлекаемых запасов нефти составляет 64%, трудноизвлекаемых - 45%). Вследствие этого доля трудноизвлекаемых запасов нефти возросла до 68%.

Кроме того, в нефтегазовом комплексе существуют и будут нарастать проблемы, связанные с добычей карбоновой (высокосернистой) нефти высокой вязкости, которая к 2015 году достигнет 60% всего объема добычи нефти. Удельный вес сернистой, высокосернистой и высоковязкой нефти уже сегодня составляет 67% текущих извлекаемых запасов, по плотности удельный вес средней и тяжелой нефти - 68%. По мере вовлечения в разработку ресурсов характеристики нефти будут все более ухудшаться.

Опоискованность недр в республике составляет 85% и является одной из наиболее высоких в Урало-Волжской провинции и в стране в целом. По количеству остаточных запасов нефти большая часть месторождений относится к мелким (с запасами до 3 млн тонн), Бавлинское месторождение - к средним (с запасами 3 - 30 млн тонн), Ново-Елховское месторождение - к крупным (с запасами 30 - 300 млн тонн), Ромашкинское месторождение - к уникальным (с запасами более 300 млн тонн) объектам. На долю последних двух месторождений приходится более 50% запасов нефти промышленных категорий и 58% ее добычи в республике.

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

Данные проблемы усугубляются высокой зависимостью нефтегазового сектора от состояния и конъюнктуры мирового энергетического рынка; недостаточным развитием российского законодательства по стимулированию рационального недропользования; последовательной либерализацией цен на российском рынке энергоресурсов и др. Кроме того, сбыт высокосернистой нефти в ближайшей перспективе может быть затруднен в связи с возможным введением в России системы банка качества нефти.

Конкурентные преимущества. Обеспеченность добывающих предприятий республики разведанными промышленными запасами нефти при существующем уровне добычи может составить около 30 лет. Кроме того, ресурсный потенциал недр республики оценивается достаточно позитивно.

О перспективах выявления новых месторождений нефти свидетельствует значительное количество выявленных и подготовленных для глубокого бурения локальных объектов, высокий (от 50 до 70%) коэффициент успешности бурения скважин на локальных поднятиях за последние несколько лет.