Постановление Государственной Думы Томской области от 28.02.2008 № 1008
ОБ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СТРАТЕГИИ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД ДО 2020 ГОДА
ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ ГОСУДАРСТВЕННАЯ ДУМА ПОСТАНОВЛЕНИЕ от 28 февраля 2008 г. N 1008ОБ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СТРАТЕГИИ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД ДО 2020 ГОДА Рассмотрев проект Энергетической стратегии Томской области напериод до 2020 года, внесенный в порядке реализации правазаконодательной инициативы Губернатора Томской области,Государственная Дума Томской области постановляет: Одобрить Энергетическую Томской области на период до 2020 годасогласно приложению. Председатель Государственной Думы Томской области Б.А. Мальцев Приложение к постановлению Государственной Думы Томской области от 28.02.2008 N 1008 ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СТРАТЕГИЯ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ НА ПЕРИОД ДО 2020 ГОДА ВВЕДЕНИЕ Энергетическая стратегия Томской области - это согласованнаясистема взглядов, направлений, приоритетов и ориентировдолгосрочного развития энергетического хозяйства региона. Действующая Энергетическая стратегия Томской области на период до 2020 года была утверждена распоряжением Главы Администрации (Губернатора) Томской области В.Крессом от 9 июля 2002 года N 288-р. Ее основная цель состояла в определении перспективной энергетической политики области, разработке основных направлений развития топливно-энергетического комплекса региона и формировании компромиссной энергетической стратегии с учетом интересов всех участников региональных энергетических рынков: РАО "ЕЭС России" (в лице ОАО "ТГК-11"), ОАО "Газпром" (в лице ОАО "Востокгазпром"), ФГУП "Сибирский химический комбинат" и других. В течение 2002 - 2006 годов изменились условия управлениятопливно-энергетическим комплексом и электроэнергетикой как в планеадминистративного управления в регионе, так и в результатереформирования РАО "ЕЭС России". Анализ спрогнозированных в Энергетической стратегии Томскойобласти на период до 2020 года уровней энергопотребления потребовалкорректировки с учетом новых условий и программсоциально-экономического развития региона на ближайшую (до 2010 -2012 годов) и более отдаленную (до 2020 года) перспективы. Целью данной работы в соответствии с государственнымконтрактом от 12 января 2007 года N 3 является корректировкаЭнергетической стратегии Томской области на период до 2020 года внаправлениях: а) обеспечения энергетической безопасности региона; б) эффективного использования природныхтопливно-энергетических ресурсов (в т.ч. диверсифицированное исбалансированное использование органического и ядерного топлива)для устойчивого энергообеспечения экономики области; в) снижения удельных затрат на производство и использованиеэнергоресурсов. 1. ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС В ЭКОНОМИКЕ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ Томская область расположена в юго-восточной частиЗападно-Сибирской равнины и занимает 316,9 тыс. кв. км, чтосоставляет менее 2 процентов от всей территории России (). Рельефобласти - заболоченная равнина в зоне тайги (54,2 процента - лесныемассивы, 29 процентов - болота). При численности населения 1035,3тыс. чел. в Томской области производится 1,0 процента валовоговнутреннего продукта Российской Федерации. Таблица 1.1. Томская область в экономике России в 2005 г., %+--------------------------------------------------------------+-----------------+| Показатели | Томская область |+--------------------------------------------------------------+-----------------+| Территория | 1,9 |+--------------------------------------------------------------+-----------------+| Население | 0,7 |+--------------------------------------------------------------+-----------------+| Валовой региональный продукт | 1,0 |+--------------------------------------------------------------+-----------------+| Объем отгруженной промышленной продукции (работ, услуг) | 1,0 |+--------------------------------------------------------------+-----------------+ За последние 5 лет валовой региональный продукт области засчет роста добычи нефти и газа увеличился в 4,2 раза и достиг 183,6млрд руб., а внутреннее энергопотребление - на 15,7 процента(таблица 1.2). Таблица 1.2. Основные показатели Томской области+--------------------------------------------------+--------+--------+| Показатели | 2000 г.| 2005 г.|+--------------------------------------------------+--------+--------+| Валовой региональный продукт, млрд руб. | 43,4 | 183,6 |+--------------------------------------------------+--------+--------+| Численность населения, тыс. чел. | 1061 | 1035,3 |+--------------------------------------------------+--------+--------+| Энергопотребление (млн т у.т.), в том числе: | 7,0 | 8,1 |+--------------------------------------------------+--------+--------+| электропотребление, млрд кВт.ч | 7,22 | 8,51 |+--------------------------------------------------+--------+--------+| теплопотребление, млн Гкал | 13,38 | 12,30 |+--------------------------------------------------+--------+--------+| топливопотребление, млн т у.т. | 4,21 | 5,27 |+--------------------------------------------------+--------+--------+| Энергопотребление, % | 100 | 115,7 |+--------------------------------------------------+--------+--------+ Экономический потенциал области зависит главным образом оттопливно-энергетического комплекса (добычи углеводородного сырья),динамичное развитие которого является одним из условий устойчивогоразвития экономики области. Топливно-энергетический комплекс играет значительную роль вэкономике Томской области, так, например, в производствепромышленной продукции доля топливно-энергетических предприятий в2004 году составляла в сумме около 59 процентов ( не приводится). Топливно-энергетический комплекс области имеет в своем составенефте- и газодобывающие предприятия, объекты электро- итеплоэнергетики. Наибольший удельный вес в общем объеметопливно-энергетической продукции области в настоящее время имеютнефтедобывающие предприятия. Удельный вес Томской области в добыченефти Российской Федерации в 2005 году составил 2,5 процента, а вСибирском федеральном округе - 81,9 процента (таблица 1.3). Таблица 1.3. Роль топливно-энергетического комплекса Томской области в энергетике России и Сибирского федерального округа в 2005 году+--------------------------------------------+-------+------+--------+| Показатели | Россия| СФО | Томская|| | | | область|+--------------------------------------------+-------+------+--------+| Производство электроэнергии, млрд кВт.ч | 953,1 | 199,9| 5,5 |+--------------------------------------------+-------+------+--------+| Производство тепловой энергии, млн Гкал | 1431,7| 248,2| 12,3 |+--------------------------------------------+-------+------+--------+| Добыча нефти, млн т | 469,6 | 14,4 | 11,8 |+--------------------------------------------+-------+------+--------+| Добыча газа, млрд куб. м | 636,0 | 8,6 | 5,0 |+--------------------------------------------+-------+------+--------+ Источник: Российский статистический ежегодник. 2006: Стат. сб.Т.1/Росстат - М., 2006 - 806 с. Рисунок 1.1. Отраслевая структура производства промышленной продукции 2004 г., % Рисунок не приводится. Доля продукции предприятий топливно-энергетического комплексав 2005 году составила в сумме около 64 процентов, так как в объемедобычи полезных ископаемых доля топливной промышленности составляет99,7 процента, а в производстве и распределении электроэнергии,газа и воды - 89,9 процента ( не приводится). Основу электроэнергетики области составляют тепловыеэлектростанции Томского филиала ОАО "ТГК-11" (ГРЭС-2 и ТЭЦ-3) иФГУП "СХК" (энергетические мощности на органическом и ядерномтопливе) (). Доля установленной электрической мощностиэлектростанций ФГУП "СХК" в суммарной мощности Томской областисоставляет 69 процентов, из них установленная мощность на ядерномтопливе - 29 процентов. Рисунок 1.2. Структура отгруженной продукции по видам экономической деятельности в 2005 г. по Томской области, % Рисунок не приводится. Таблица 1.4. Установленная мощность электростанций Томской области, МВт----------------------------------------------------------------------------------TT----------------------------------------------------------------¬¬¦¦ Электростанции ¦¦ Установленная мощность на ¦¦¦¦ ¦¦ 01.01.2005 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------++----------------------------------------------------------------++¦¦ВСЕГО ¦¦ 1492 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------++----------------------------------------------------------------++¦¦Томская ГРЭС-2 ¦¦ 281 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------++----------------------------------------------------------------++¦¦Томская ТЭЦ-3 ¦¦ 140 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------++----------------------------------------------------------------++¦¦Дизельные и газодизельные электростанци覦 40 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------++----------------------------------------------------------------++¦¦ТЭЦ "СХК" ¦¦ 599 ¦¦¦¦АЭС "СХК" ¦¦ 432 ¦¦LL--------------------------------------------------------------------------------++------------------------------------------------------------------ Необходимо также отметить высокий уровень потерь электрическойи тепловой энергии в инженерных сетях (). Для электрической энергии потери составляли в 2000 году 9,8процента от потребления и в 2005 году - 11,5 процента, т.е.наблюдается тенденция к росту потерь электроэнергии в сетях - на 38процентов, с 705 млн кВт.ч в 2000 году до 976 млн кВт.ч в 2005году. По тепловой энергии потери составляли в 2000 году 10,1процента от потребления, а в 2005 году - 11,7 процента, такимобразом, тенденция к увеличению потерь имеется и здесь - на 7процентов, с 1,34 млн Гкал в 2000 году до 1,44 млн Гкал в 2005году. Таблица 1.5. Потери в инженерных сетях Томской области, %+-------------------+----------+-----------+| | 2000 г. | 2005 г. |+-------------------+----------+-----------+| Потери в сетях: | | |+-------------------+----------+-----------+| электроэнергии | 9,8 | 11,5 |+-------------------+----------+-----------+| тепловой энергии | 10,1 | 11,7 |+-------------------+----------+-----------+ Для области характерна сырьевая направленность специализацииэкономики. На 1 января 2006 года в области выявлено 106 месторожденийнефти, газа и конденсата с разведанными извлекаемыми запасами нефти- 276,6 млн т, природного газа - 273,3 млрд куб. м, конденсата -33,4 млн т ( не приводится). Кроме того, имеются потенциальныевозможности прироста запасов и открытия новых месторожденийуглеводородов. Суммарные ресурсы бурых углей в Томской области составляют75,7 млрд тонн, или 5 процентов от объема разведанных ресурсовбурых углей России. Месторождения бурых углей могут являться базойкак для энергетического сырья, так и сырьем для полученияхимических веществ. Только по Таловскому месторождению прогнозныересурсы составляют 3,6 млрд тонн. Добыча углей на месторожденияхобласти на данный момент не ведется. По запасам торфа Томская область занимает второе место вРоссии, уступая лишь Тюменской. На ее территории выявлено и учтено1505 торфяных месторождений общей площадью в границах промышленнойзалежи 7,7 млн га с запасами торфа 29 млрд тонн. Геологическая иэкономическая изученность торфяных ресурсов слабая. Детальноизученных месторождений всего 4 с запасами 570 млн тонн (менее 3процентов торфяных ресурсов области). Высоки потенциальные энергетические ресурсы лесов Томскойобласти. Запас древесины оценивается в 2,7 млрд куб. м, из них вхвойных лесах - 737,7 млн куб. м. Годовой прирост древесинысоставляет 27,4 млн куб. м, а объем ежегодно получаемых дров тольков процессе ухода за лесом и за счет санитарных рубок можетсоставить до 2 млн куб. м дровяной древесины. Достаточно велики запасы подземных вод. Так, при бурениинефтяных скважин на глубоких горизонтах (более 100 м)обнаруживаются запасы термальных и минеральных вод. Рисунок 1.3. Обзорная схема инфраструктуры нефте и газодобывающей промышленности Томской области Рисунок не приводится. В структуре потребления топливно-энергетических ресурсов с2000 по 2005 годы значительных изменений не произошло ( неприводится). Большая часть потребления в 2005 году приходилась наприродный газ - 62 процента и уголь - 28 процентов. Мазут и прочиевиды топлива составляют в сумме 12 процентов. Томская область испытывает дефицит в производствеэлектроэнергии и вынуждена закупать ее на НОРЭМ (около 36 процентовпоставки извне). До 2000 года область испытывала дефицит и вприродном газе, но в дальнейшем ситуация изменилась, и с ростомдобычи природного газа потребность в нем обеспечивается полностью,а избытки поставляются за пределы области. Количество вывозимых топливных углеводородных ресурсов (впервую очередь нефти) значительно превышает количество ввозимых ввиде угля, мазута и поставляемой электроэнергии ( не приводится),так, в 2000 году количество вывозимых топливно-энергетическихресурсов превышало ввозимые в 5,5 раза, а в 2005 году - более чем в9,3 раза. Рисунок 1.4. Структура потребления котельно-печного топлива (по видам) в Томской области в 2000 и 2005 гг. Рисунок не приводится. Рисунок 1.5. Внешний баланс топливно-энергетических ресурсов Томской области в 2000 и 2005 гг., млн т у.т. Рисунок не приводится. Объемы ввоза топливно-энергетических ресурсов в 2000 - 2005годах составляли на уровне 1,8 - 1,9 млн т у.т в год ( неприводится), а суммарный объем вывоза в 2005 году - 18,6 млн т у.т. Рисунок 1.6. Объемы ввозимых топливно-энергетических ресурсов и поставляемой электроэнергии в Томскую область в 2000 и 2005 годах Рисунок не приводится. Анализ структуры баланса котельно-печного топлива показал, чтоосновными его потребителями являются тепловые электростанции,котельные, промышленность, коммунально-бытовой сектор и население(). Анализируя динамику структуры потребления котельно-печноготоплива, можно сделать вывод о постепенном росте доли природногогаза в потреблении: с 55 процентов в 2000 году до 62 процентов в2005 году. На теплоэлектроцентрали доля угля составляет более 50процентов. Это свидетельствует о сильной зависимоститеплоэлектроцентрали от привозного угля и необходимости вовлеченияв хозяйственный оборот местных ресурсов бурого угля, а такжевнедрения новых энерготехнологий. В котельных основной вид топлива- природный газ (67 процентов). Таблица 1.6. Баланс котельно-печного топлива Томской области, млн т у.т.+------------------------------------------+----------------------------------------+| | Годы || Показатели | || +------+------+------+------+------+-----+| | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| Производство котельно-печного | 3,42 | 4,62 | 5,28 | 6,49 | 6,85 | 6,30|| топлива, всего | | | | | | |+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| в том числе: добыча природного газа | 2,98 | 4,28 | 5,11 | 6,22 | 6,34 | 5,81|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| мазута | 0,03 | 0,03 | 0,03 | 0,03 | 0,04 | 0,03|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| прочих видов топлива | 0,41 | 0,32 | 0,14 | 0,24 | 0,48 | 0,47|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| Ввоз котельно-печного топлива, всего | 1,47 | 1,44 | 1,31 | 1,27 | 1,21 | 1,57|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| в том числе: мазута | 0,07 | 0,07 | 0,03 | 0,04 | 0,02 | 0,04|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| угля | 1,40 | 1,38 | 1,27 | 1,24 | 1,19 | 1,54|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| Потребление котельно-печного топлива, | 4,21 | 4,34 | 4,21 | 4,80 | 5,11 | 5,48|| всего | | | | | | |+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| в том числе: угля | 1,40 | 1,38 | 1,27 | 1,24 | 1,19 | 1,54|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| природного газа | 2,31 | 2,55 | 2,73 | 3,26 | 3,39 | 3,41|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| мазута | 0,10 | 0,09 | 0,06 | 0,06 | 0,05 | 0,07|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| прочих видов топлива | 0,41 | 0,32 | 0,14 | 0,24 | 0,48 | 0,47|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| Из них: а) тепловыми электростанциями | 1,98 | 2,05 | 1,86 | 2,01 | 2,17 | 2,47|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| в том числе: угля | 1,11 | 1,05 | 0,97 | 0,98 | 0,96 | 1,32|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| природного газа | 0,82 | 0,95 | 0,86 | 0,98 | 1,17 | 1,10|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| мазута | 0,05 | 0,05 | 0,03 | 0,05 | 0,04 | 0,05|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| б) котельными | 0,96 | 0,97 | 0,93 | 0,84 | 0,79 | 0,79|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| в том числе: угля | 0,25 | 0,25 | 0,24 | 0,20 | 0,17 | 0,15|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| природного газа | 0,47 | 0,53 | 0,55 | 0,52 | 0,50 | 0,53|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| мазута | 0,05 | 0,03 | 0,02 | 0,01 | 0,01 | 0,01|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| прочих видов топлива | 0,19 | 0,16 | 0,13 | 0,11 | 0,11 | 0,10|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| в) непосредственное потребление <*> | 1,28 | 1,32 | 1,41 | 1,95 | 2,15 | 2,21|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| в том числе: угля | 0,07 | 0,07 | 0,06 | 0,06 | 0,06 | 0,06|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| природного газа | 1,01 | 1,08 | 1,32 | 1,76 | 1,72 | 1,78|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| мазута | 0,01 | 0,01 | 0,01 | 0,01 | 0,00 | 0,01|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| прочих видов топлива | 0,19 | 0,16 | 0,02 | 0,12 | 0,37 | 0,36|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| Ввоз котельно-печного топлива, всего | 0,68 | 1,73 | 2,38 | 2,96 | 2,95 | 2,40|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+| в том числе: природного газа | 0,68 | 1,73 | 2,38 | 2,96 | 2,95 | 2,40|+------------------------------------------+------+------+------+------+------+-----+ -------------------------------- <*> - Непосредственное потребление включает потреблениекотельно-печного топлива (вместе с потерями) в промышленности,сельском хозяйстве, на транспорте, в строительстве, вкоммунально-бытовом секторе и населением. Непосредственное потребление котельно-печного топливаориентировано также в основном на природный газ - более 80процентов, что положительно характеризует обеспеченность вдальнейшем этой группы потребителей собственными ресурсами. Однаконеобходимо отметить, что в структуре непосредственного потреблениякотельно-печного топлива низка доля природного газа вкоммунально-бытовом секторе и у населения (около 8 процентов), чтонеобходимо учитывать в программах газификации Томской области. Таким образом, особенностью баланса котельно-печного топлива вТомской области является относительно большая доля природного газав общей потребности (62 процента в 2005 году), что выгодно отличаетее от других регионов Сибирского федерального округа. Достаточновысока доля мазута и дизельного топлива (10 процентов в 2005 году).Эти факторы определяют направления совершенствования структурыбаланса котельно-печного топлива в части снижения доли потреблениямазута и дизельного топлива и увеличения доли природного газа вкоммунально-бытовом секторе и у населения. 2. СТРАТЕГИЯ СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО РАЗВИТИЯ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ ДО 2020 ГОДА Социально-экономическое развитие Томской области на средне- идолгосрочную перспективу нашло отражение в таких документах, как:развития Томской области до 2020 г. и социально-экономическогоразвития Томской области на период 2006 - 2010 гг. За годы экономических реформ среди сибирских субъектовФедерации так же, как и по всей России, произошла достаточнобыстрая и сильная дифференциация их экономических потенциалов.Главная особенность этого процесса заключается в том, что на фонеповсеместного падения производств и уровня жизни значительныйотносительный выигрыш получили регионы с сырьевой ориентациейпроизводств, прежде всего, обладающие собственными природнымиресурсами, к которым относится и Томская область. В краткосрочной перспективе до 2010 года, согласно сценарнымусловиям Министерства экономического развития и торговли РоссийскойФедерации , рассматриваются два сценария (вариант 1 - инерционный ,вариант 2 - умеренно оптимистичный) развития экономики Томскойобласти , различающиеся темпами роста валового региональногопродукта (при одинаковой динамике падения численности населения),динамикой производства и потребления топливно-энергетическихресурсов (). При этом в качестве основного выбран сценарийумеренного развития экономики и социальной сферы (стратегическийсценарий). Этому сценарию соответствуют наиболее жесткие требованияк топливно-энергетическому комплексу со стороны развития экономикиобласти. Для сравнения рассматривается также сценарий инерционногоразвития экономики области (пессимистический сценарий). -------------------------------- <1> - Сценарные условия социально-экономического развитияРоссийской Федерации на 2008 год и на период до 2010 года ипредельные уровни цен (тарифов) на продукцию (услуги) субъектовестественных монополий на 2008 год. - М.: МЭРТ РФ, 2007, 27 марта2007 г. <2> - Вариант 1 (инерционный) отражает развитие российскойэкономики в условиях низких темпов роста экспорта углеводородов припродолжающемся ухудшении конкурентоспособности отечественнойпродукции. Темпы роста валового внутреннего продукта снижаются с6,8 процента в 2006 году до 5,3 - 5,2 процента в 2009 - 2010 годах. Вариант 2 (умеренно оптимистичный) ориентируется наотносительное улучшение конкурентоспособности российского бизнеса иактивизацию структурных сдвигов за счет реализации комплекса мер поускорению экономического роста. При такой же, как и в первомварианте, конъюнктуре на мировых рынках энергоносителей, темпыроста валового внутреннего продукта в 2009 - 2010 годах повышаютсядо 5,9 и 6,1 процента. <3> - Данные Администрации Томской области (форма 2П) поосновным показателям, представленным для прогнозасоциально-экономического развития Российской Федерации на 2008 годи на период до 2010 года. В качестве основных задаваемых характеристик для данныхсценариев принимаются: среднегодовые темпы прироста валовогорегионального продукта, динамика численности населения, рост егожизненного уровня (среднегодовые темпы прироста потребления товарови услуг, обеспеченности его жилой площадью и автомобилями) и уровнироста промышленного производства (). В перспективе до 2012 года сценарии краткосрочного развитияэкономики Томской области пролонгированы. В более долгосрочной перспективе сценарии определены исходя изпрогноза основных макропоказателей реалистического сценария () до2020 года. Прогноз структуры экономики области к 2020 году, включаяструктуру базовых и поддерживающих отраслей (), был принят заоснову при формировании уровней энергопотребления. Были приняты заоснову и спрогнозированная структура занятости населения и уровеньдоходов (), включая базовые и поддерживающие секторы экономики, атакже бюджетную сферу. При этом учитывался предполагаемый темпроста сектора в экономике области, а также рост уровняпроизводительности труда в анализируемом секторе. Таблица 2.1. Структура производства товаров и услуг в базовых отраслях (реалистичный сценарий), млн руб.+------------------------------------+----------+-----------+| | 2004 г. | 2020 г. || | факт | прогноз |+------------------------------------+----------+-----------+| Нефтегазовый комплекс | 32700,6 | 32374,1 |+------------------------------------+----------+-----------+| Нефтехимическая | 3709,5 | 5565,5 |+------------------------------------+----------+-----------+| Машиностроение | 3935,4 | 9743,9 |+------------------------------------+----------+-----------+| Лесная | 1325,7 | 4298,7 |+------------------------------------+----------+-----------+| Атомная | 6518,0 | 7826,5 |+------------------------------------+----------+-----------+| Электротехника | 4166,1 | 32204,7 |+------------------------------------+----------+-----------+| Новая экономика | 491,0 | 15957,5 |+------------------------------------+----------+-----------+| Наука | 2062,2 | 11293,0 |+------------------------------------+----------+-----------+| Биотехнологии | 1718,5 | 21604,0 |+------------------------------------+----------+-----------+| Информационные технологии | 729,1 | 11815,9 |+------------------------------------+----------+-----------+| Высшее образование | 3682,5 | 11661,3 |+------------------------------------+----------+-----------+| Сельское хозяйство | 6707,1 | 10217,7 |+------------------------------------+----------+-----------+| Пищевая | 4144,0 | 17315,1 |+------------------------------------+----------+-----------+ Таблица 2.2. Прогноз дохода на душу населения в Томской области (тыс. руб. в год)+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| | 2005 год | 2010 год | 2015 год | 2020 год || | факт | прогноз | прогноз | прогноз |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| Оптимистичный прогноз | 73,7 | 162,0 | 287,2 | 491,0 |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| Наиболее вероятный | 73,7 | 105,6 | 144,9 | 203,8 |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| Пессимистичный прогноз | 73,7 | 71,2 | 71,2 | 71,2 |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+ Учитывая тесную связь экономики регионов с народным хозяйствомвсей страны, сценарии развития Томской области рассмотрены на фонесценариев развития экономики России. При этом реалистичный сценарийувязан с благоприятным сценарием развития страны, заложенным вЭнергетической стратегии России до 2020 года, а пессимистический -с неблагоприятным сценарием развитием страны (вариант 1, вариант 2,, ). Реалистичный сценарий развития экономики Томской областипредусматривает максимально возможную реализацию роста производстваи потребления, основанную на наиболее благоприятном сочетанииэкономических факторов, конъюнктуры рынка, высоких возможностяхфинансирования развития региона. Для рассматриваемого периода (до2020 года) это означает сохранение объективно обусловленных цен наэнергоресурсы и возможности производства высокорентабельнойпродукции химии и нефтехимии на базе собственных углеводородныхресурсов. Предполагается, что экономика области будет развиваться всоответствии с прогнозом, предусматривающим до 2010 годасреднегодовые темпы роста валового регионального продукта 6,6 - 8,7процента, а последующие годы - 6 процентов. Один из возможных сценариев развития экономики Томской области- пессимистический. Это сценарий продолжения сложившихся тенденций.Темпы роста валового регионального продукта и объемов промышленногопроизводства Томской области в данном случае не отличаются отобщероссийских, которые соответствуют пессимистическому сценарию.Этот сценарий фактически предлагает "саморазвитие" хозяйственногокомплекса области с достигнутой структурой производства ипотребления, со сложившимися внутренними и внешними связями,проводимой политикой инвестирования, т.е. с учетом тех тенденций,которые сформировались в области в последние годы. Развитие экономики области по пессимистическому сценариюприведет к достижению основных макропоказателей реалистичногосценария со сдвигом примерно на 5 - 10 лет. Таким образом,предполагается, что: цели, поставленные в реалистическом сценарии по подъемужизненного уровня населения Томской области, будут достигнуты на 5- 10 лет позже; численность населения Томской области будет постепенноснижаться; более медленные темпы ввода новых производственных мощностей имодернизации в отраслях производственной сферы замедлят снижениематериалоемкости и энергоемкости экономики по сравнению среалистичным сценарием. Таблица 2.3. Основные показатели производственного развития экономики Томской области на 2008 год и на период до 2010 года+-----------------+------------+---------+---------+---------+-------------------------------------------------------------+| | | Отчет | Отчет | Оценка | Прогноз || | | | | | || Показатели | Размерность| | | | || | +---------+---------+---------+-------------------+-------------------+---------------------+| | | | | | 2008 г. | 2009 г. | 2010 г. || | | 2005 г. | 2006 г. | 2007 г. | | | || | | | | +---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| | | | | | вариант | вариант | вариант | вариант | вариант | вариант || | | | | | 1 | 2 | 1 | 2 | 1 | 2 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Численность | тыс. | 1035,3 | 1033,6 | 1032,3 | 1030,7 | 1030,7 | 1029,0 | 1029,0 | 1027,3 | 1027,3 || постоянного | человек | | | | | | | | | || населения | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Валовой | млрд руб. в| 183,65 | 211,91 | 251,01 | 272,07 | 279,32 | 304,04 | 320,19 | 338,78 | 369,80 || региональный | ценах соот-| | | | | | | | | || продукт - всего | ветствующих| | | | | | | | | || | лет | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Потребление | млн кВт.ч | 8512,80 | 8602,02 | 8619,22 | 8634,45 | 8841,08 | 8656,20 | 8861,51 | 8678,09 | 8883,82 || электроэнергии, | | | | | | | | | | || в т.ч.: | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------++--------+---------++----------+| Производство важнейших видов продукции в натуральном выражении | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------++--------+---------++----------+| Зерно (в весе | тыс. тонн | 319,10 | 281,80 | 385,00 | 380,00 | 395,00 | 385,00 | 400,00 | 400,00 | 420,00 || после | | | | | | | | | | || доработки) | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Картофель | тыс. тонн | 323,50 | 323,60 | 310,00 | 300,00 | 310,00 | 300,00 | 310,00 | 310,00 | 320,00 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Овощи | тыс. тонн | 104,20 | 106,50 | 103,00 | 102,00 | 104,00 | 102,00 | 104,00 | 105,00 | 110,00 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Скот и птица | тыс. тонн | 56,80 | 60,20 | 65,60 | 70,20 | 80,00 | 90,40 | 104,00 | 98,00 | 116,00 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Молоко | тыс. тонн | 166,30 | 161,30 | 170,40 | 171,50 | 173,00 | 173,50 | 176,00 | 176,50 | 178,60 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Яйца | млн штук | 246,80 | 247,80 | 223,40 | 250,00 | 320,00 | 270,00 | 320,00 | 280,00 | 320,00 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Древесина | тыс. куб. м| 744,10 | 618,80 | 766,00 | 798,00 | 1774,00 | 958,00 | 2177,00 | 1100,00 | 2589,00 || деловая | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Нефть, включая | тыс. тонн | 11729,20| 10127,80| 11538,90| 12069,10| 12357,90| 12551,60| 13272,70| 12879,10| 14323,20 || газовый | | | | | | | | | | || конденсат | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Газ природный | млн куб. м | 5040,60 | 4751,10 | 4439,43 | 4213,46 | 4367,51 | 4172,17 | 4320,78 | 4056,38 | 4276,84 || (включая | | | | | | | | | | || попутный) | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Цельномолочная | тыс. тонн | 109,70 | 100,29 | 101,30 | 102,00 | 102,70 | 102,50 | 103,70 | 103,00 | 104,00 || продукция | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Водка и | тыс. дкл | 848,00 | 914,40 | 980,00 | 1030,00 | 1090,00 | 1060,00 | 1180,00 | 1085,00 | 1240,00 || ликероводочные | | | | | | | | | | || изделия | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Вина | тыс. дкл | 304,30 | 203,10 | 260,00 | 260,00 | 310,00 | 270,00 | 380,00 | 280,00 | 400,00 || виноградные | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Пиво | тыс. дкл | 8841,40 | 11837,00| 13166,70| 13923,50| 14769,00| 14217,20| 16273,00| 15306,10| 18281,00 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Изделия | тыс. штук | 627,80 | 616,10 | 660,50 | 690,00 | 710,00 | 720,00 | 750,00 | 745,00 | 790,00 || трикотажные | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Обувь | тыс. пар | 154,30 | 152,90 | 158,30 | 160,00 | 165,00 | 162,00 | 168,00 | 165,00 | 170,00 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Пиломатериалы | тыс. куб. м| 211,70 | 190,20 | 240,00 | 250,00 | 350,00 | 300,00 | 450,00 | 400,00 | 600,00 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Бензин | тыс. тонн | 38,10 | 46,30 | 49,40 | 50,12 | 51,72 | 54,88 | 56,63 | 55,99 | 58,02 || автомобильный | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Топливо | тыс. тонн | 112,20 | 106,30 | 111,51 | 112,68 | 113,34 | 124,51 | 125,24 | 126,84 | 128,83 || дизельное | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Мазут топочный | тыс. тонн | 22,50 | 15,80 | 17,80 | 20,80 | 21,70 | 22,82 | 23,90 | 23,10 | 24,80 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Полиэтилен | тыс. тонн | 177,55 | 191,98 | 199,66 | 210,65 | 213,63 | 216,71 | 217,90 | 218,87 | 220,08 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Кирпич | млн усл. | 94,10 | 82,40 | 98,30 | 119,80 | 126,40 | 129,00 | 137,00 | 148,00 | 169,00 || строительный | кирп. | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+| Удельная | кв. м/чел. | 19,60 | 19,90 | 20,30 | 20,50 | 20,51 | 20,70 | 20,71 | 20,90 | 20,91 || площадь жилых | | | | | | | | | | || помещений | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+-----------+ Источник: социально-экономического развития Томской области напериод 2006 - 2010 гг. Таблица 2.4. Основные показатели производственного развития экономики Томской области до 2020 года+-----------------+------------+---------+---------+------------------------------------------------------------------------------------+| | | Отчет | Оценка | Прогноз || | | | | || Показатели | Размерность| | | || | +---------+---------+-------------------+-------------------+-----------------------+--------------------+| | | | | 2010 г. | 2012 г. | 2015 г. | 2020 г. || | | 2005 г. | 2007 г. | | | | || | | | +---------+---------+---------+---------+---------+------------++--------+-----------+| | | | | вариант | вариант | вариант | вариант | вариант | вариант 2 | вариант | вариант || | | | | 1 | 2 | 1 | 2 | 1 | | 1 | 2 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Численность | тыс. | 1035,3 | 1032,3 | 1027,3 | 1027,3 | 1025 | 1025 | 1022 | 1022 | 1018 | 1018 || населения <*> | человек | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Валовой | млрд руб. в| 183,65 | 251,01 | 338,78 | 369,80 | 420,79 | 487,81 | 586,45 | 693,89 | 1080,66 | 1167,37 || региональный | ценах соот-| | | | | | | | | | || продукт - всего | ветствующих| | | | | | | | | | || | лет | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Обеспеч. жильем | кв. м/чел. | 19,60 | 20,30 | 20,90 | 20,91 | 21,11 | 21,11 | 21,41 | 21,40841 | 22,32 | 22,32 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Производство важнейших видов продукции в натуральном выражении |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Зерно | тыс. тонн | 319,10 | 385,00 | 400,00 | 420,00 | 400,00 | 420,00 | 410,00 | 430,00 | 420,00 | 450,00 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Картофель | тыс. тонн | 323,50 | 310,00 | 310,00 | 320,00 | 310,00 | 320,00 | 310,00 | 320,00 | 310,00 | 320,00 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Уд. пр-во | кг/чел. | 100,65 | 99,78 | 102,21 | 107,08 | 105 | 110 | 105 | 110 | 110 | 120 || овощей и | | | | | | | | | | | || фруктов | | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Скот и птица | тыс. тонн | 56,80 | 65,60 | 98,00 | 116,00 | 100 | 120 | 105 | 130 | 110 | 140 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Молоко | тыс. тонн | 166,30 | 170,40 | 176,50 | 178,60 | 179,38 | 184,50 | 183,96 | 204,40 | 203,60 | 234,14 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Уд. произв. | кг/чел. | 160,63 | 165,07 | 171,81 | 173,85 | 175 | 180 | 180 | 200 | 200 | 230 || молока | | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Яйца | млн штук | 246,80 | 223,40 | 280,00 | 320,00 | 290 | 330 | 300 | 340 | 310 | 350 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Нефть, включая | тыс. тонн | 11729,20| 11538,90| 12879,10| 14323,20| 11950 | 13300 | 9920 | 11090 | 8240 | 9920 || газовый | | | | | | | | | | | || конденсат | | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Газ природный | млн куб. м | 5040,60 | 4439,43 | 4056,38 | 4276,84 | 3920 | 4270 | 3490 | 4180 | 3080 | 4790 || (включая | | | | | | | | | | | || попутный) | | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Удельное | кг/чел. | 17,97 | 24,22 | 25,31 | 26,77 | 26 | 28 | 28 | 30 | 30 | 35 || производство | | | | | | | | | | | || мяса | | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Пиво | тыс. дкл | 8841,40 | 13166,70| 15306,10| 18281,00| 18000 | 20000 | 20000 | 24000 | 20000 | 24000 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Изделия | тыс. штук | 627,80 | 660,50 | 745,00 | 790,00 | 750 | 800 | 760 | 810 | 780 | 830 || трикотажные | | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Обувь | тыс. пар | 154,30 | 158,30 | 165,00 | 170,00 | 165 | 170 | 170 | 175 | 175 | 180 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Пиломатериалы | тыс. куб. м| 211,70 | 240,00 | 400,00 | 600,00 | 400 | 600 | 500 | 700 | 600 | 800 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Древесина | тыс. пл. | 744,10 | 766,00 | 1100,00 | 2589,00 | 1200 | 2600 | 1400 | 2800 | 1600 | 3000 || деловая | куб. м | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Полиэтилен | тыс. тонн | 177,55 | 199,66 | 218,87 | 220,08 | 330 | 330 | 330 | 330 | 330 | 330 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Полипропилен | тыс. тонн | | 114,00 | | 115,00 | 180 | 180 | 180 | 180 | 180 | 180 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Олефины | тыс. тонн | | 340,20 | | 351,70 | 535,5 | 535,5 | 535,5 | 535,5 | 535,5 | 535,5 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Кирпич | млн усл. | 94,10 | 98,30 | 148,00 | 169,00 | 150 | 170 | 155 | 180 | 160 | 200 || строительный | кирп. | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Обесп. личными | шт./1000 | 165 | 165 | 185 | 195 | 190 | 200 | 200 | 220 | 210 | 230 || автомобилями | чел. | | | | | | | | | | |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+| Метанол | тыс. тонн | 450 | 750 | 750 | 750 | 750 | 1000 | 750 | 1000 | 750 | 1000 |+-----------------+------------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+------------+---------+-----------+ -------------------------------- <*> - Предположительная численность населения РоссийскойФедерации до 2025 года. - М.: Федеральная служба государственнойстатистики. 3. ЦЕЛИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СТРАТЕГИИ В ДОЛГОСРОЧНОЙ ПЕРСПЕКТИВЕ Топливно-энергетический комплекс Томской области обладаетдостаточными запасами первичных энергетических ресурсов - газ,нефть, бурый уголь, торф и древесина. В области развиты наукоемкиепроизводства. Имеются достижения в разработке программэнергосбережения. Функционирует целый ряд нормативных правовыхактов в сфере энергетики. В то же время в ряде отдельных отраслейтопливно-энергетического комплекса существуют проблемы и нерешенныезадачи: в электроэнергетике - дефицит энергетических мощностей,высокая изношенность оборудования требуют техническогоперевооружения ГРЭС-2 и ТЭЦ "СХК" и ввода новых тепловых мощностейна пиковой резервной котельной, ТЭЦ-3 или других источниках тепла всвязи с выводом в 2008 г. из эксплуатации комплекса дальнеготеплоснабжения; в нефтегазовых отраслях - снижение с 2004 года объемов добычигаза и нефти, недостаточные ежегодные приросты запасовуглеводородов, нерациональное использование попутного нефтяногогаза и конденсата, сезонная неравномерность загрузки месторожденийи магистральных газопроводов, дефицит потребления газа поСибирскому федеральному округу в наиболее холодные месяцы зимнегопериода; в теплоснабжении - дефицит тепловых мощностей в ряденаселенных пунктов области и в г. Томске, снижение надежности икачества снабжения потребителей тепловой энергией, перерасходтоплива (особенно на угольных котельных). Целями Энергетической стратегии являются: устойчивое энергообеспечение экономики области; эффективное использование топливно-энергетических ресурсов; обеспечение энергобезопасности области, переход отэнергодефицитного состояния территории к энергоизбыточному. Условием реализации целей Энергетической стратегии являетсядостижение консенсуса как внутри области (между хозяйствующимисубъектами), так и между субъектами Российской Федерации ифедеральными органами управления относительно: принципов, содержания и механизмов общей энергетическойполитики, включая законодательство, организацию и функцииуправления в энергетике; условий использования топливно-энергетических ресурсоврегиона, энерго- и топливоснабжения потребителей на его территориис учетом социальных и экологических факторов; состава, мощности, сроков и условий финансированиястроительства и реконструкции крупных энергетических объектов иреализации межотраслевых и межрегиональных энергетических программ; направлений и объемов ввоза и вывоза основных видов топлива иэнергии. Приоритетным направлением, обеспечивающим развитие Томскойобласти и отвечающим национальным интересам государства, являетсясоздание условий для опережающего развития топливно-энергетическогокомплекса региона и выхода с энергетической продукцией в другиерегионы России и даже на экспорт. Реализация этого возможна лишь насовременной топливно-энергетической базе, что требуетсовершенствования территориально-производственной структурытопливно-энергетического комплекса региона. 4. ОСНОВНЫЕ ПРИОРИТЕТЫ И ЗАДАЧИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СТРАТЕГИИ Топливно-энергетический комплекс является основой экономикиТомской области и важнейшей сферой промышленной деятельности,определяющей уровень жизни населения, поэтому к основнымприоритетам развития топливно-энергетического комплекса относятся: создание условий для перевода региона на энергосберегающийпуть развития и организации системы рационального использованиятопливно-энергетических ресурсов в энергетике и в других отрасляххозяйственного комплекса области; совершенствование баланса котельно-печного топлива за счетповышения эффективности использования природного газа, вовлечения вбаланс местных ресурсов (торфа, бурого угля и дров), а такженаращивание объемов использования природного газа в качествегазомоторного топлива; расширение рынка сбыта местных топливно-энергетическихресурсов и сокращение объемов ввоза топливно-энергетическихресурсов извне; разработка оптимальной стратегии развитиятопливно-энергетического комплекса области и егоструктурно-технологического преобразования; надежность и безопасность электро-, тепло- и топливоснабженияпотребителей области; повышение надежности и экономичности энерго- итопливоснабжения северных и труднодоступных потребителей области; развитие геологических организаций и служб области дляобеспечения воспроизводства ресурсной базы; создание условий для формирования инвестиционных ресурсов втопливно-энергетическом секторе. К основным задачам развития топливно-энергетического комплексаТомской области относятся: в нефтегазовой отрасли: повышение эффективности функционирования нефтегазовогокомплекса области; повышение уровня газификации области на социально иэкономически значимых направлениях; обеспечение надежности газоснабжения области путем развитиягазотранспортной системы и расширения газораспределительных сетей; увеличение объемов газификации области; увеличение загрузки действующих магистральных газопроводов,газопроводов-отводов и распределительных сетей; разработка и внедрение ресурсосберегающих технологий иоборудования для строительства и эксплуатации систем газоснабжения; сокращение сжигания попутного газа нефтегазовых месторожденийпутем повышения степени утилизации газа на месторождениях ииспользование его для производства электрической энергии; увеличение обеспеченности Томской области собственнымипродуктами переработки углеводородного сырья; совершенствование системы государственного регулированияотрасли с целью рационального использования топливно-энергетическихресурсов; в электроэнергетике: сооружение замещающих электрических и тепловых мощностей всвязи с предстоящим выводом из эксплуатации ядерных реакторов наСХК; разработка и реализация программ технического перевооруженияТомской ГРЭС-2 и ТЭЦ "СХК", расширения ТЭЦ-3 и поиска приемлемыхтехнологий сжигания местных энергетических ресурсов (торфа и бурогоугля); увеличение собственного производства электроэнергии дляснижения дефицита и зависимости области от поставок электроэнергииизвне; обновление парка изношенного оборудования дизельныхэлектростанций; применение энергетических установок, использующихвозобновляемые источники энергетических ресурсов (дрова, торф); в теплоснабжении: надежное и качественное обеспечение тепловой энергиейпотребителей; повышение экономичности и технического уровня системцентрализованного и децентрализованного теплоснабжения; развитие систем теплоснабжения на природном газе и местныхвидах топлива; формирование стимулов энергосбережения при производстве,транспорте и потреблении тепловой энергии. Исходя из имеющихся данных по обеспеченноститопливно-энергетическими ресурсами, наличию энергетическихмощностей, запасов и освоенности углеводородных месторождений,основное внимание при формировании вариантов развитиятопливно-энергетического комплекса Томской области уделено: развитию нефтегазового комплекса, включая подготовку ресурснойбазы; развитию электроэнергетической системы Томской области в планесокращения зависимости области от поставок электроэнергии извне; поиску направлений рационального совершенствования и развитиясистем централизованного теплоснабжения и теплофикации,использованию газа для комбинированного производства тепла иэлектроэнергии в парогазовых и газотурбинных циклах; формированию предложений по совершенствованиюэнергообеспечения изолированных и удаленных районов; внедрению энергосберегающих технологий. Задачи Энергетической стратегии Томской области в ближайшей(до 2010 - 2012 годов) и отдаленной (до 2020 года) перспективеследующие: Первый этап (с 2008 года до 2010 - 2012 годов): Реконструкция и модернизация существующих тепловых иэлектрических мощностей ГРЭС-2, ТЭЦ "СХК", котельных и тепловыхсетей. Замедление темпов падения добычи природного газа и постепенноенаращивание добычи нефти. Интенсификация геологоразведочных работ на нефть и газ врайонах развития добычи и наращивание ежегодных объемов приростовзапасов, а также региональное геологическое изучениемалоисследованных правобережных районов Томской области и созданиеусловий для открытия в них новых месторождений. Реализация проектов использования попутного газа нефтяныхместорождений для производства электроэнергии. Совершенствование систем коммунальной теплоэнергетики путемвнедрения комбинированных установок производства тепла иэлектроэнергии с использованием природного газа, вовлечение местныхэнергетических ресурсов (торф, древесина). Разработка и реализация региональных проектов освоения местныхресурсов и проектов энергетики в рамках развития среднесрочнойпрограммы топливно-энергетического комплекса России, программразвития ОАО "ТГК-11", программ энергоэффективности иэнергосбережения в жилищно-коммунальном хозяйстве и др. Разработка схемы комплексного тепло-, электро- и газоснабженияг. Томска в рамках принятой программы социально-экономическогоразвития города Томска до 2020 года. Разработка схем комплексного энергоснабжения городов ирайонных центров на перспективу до 2020 г. с целью рациональногоиспользования топливно-энергетических ресурсов и оценкаэкономической целесообразности вовлечения местных видов топлива. Проведение комплекса подготовительных и проектных работ построительству крупной Северской АЭС с реакторами нового поколения. Второй этап (до 2020 года): Завершение газификации области и структурной перестройкитеплового хозяйства. Строительство нового ядерно-энергетического комплекса области. Снижение темпов падения объемов добычи углеводородного сырья втрадиционных районах развития нефтяной и газовой промышленности,открытие новых месторождений в правобережных районах и вовлечениеих в хозяйственный оборот области. 5. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПРИОРИТЕТЫ И НАПРАВЛЕНИЯ ИХ РЕАЛИЗАЦИИ 5.1. Электроэнергетика (современное состояние) Выработка электроэнергии в области осуществляется на тепловыхэлектростанциях Томского филиала ОАО "ТГК-11", тепловой и атомнойэлектростанциях ФГУП "Сибирский химический комбинат", газодизельныхэлектростанциях ЗАО "Томскгазэнерго" и мелких дизельныхэлектростанциях суммарной установленной мощностью на 2005 год -1492 МВт. В 2005 году было произведено 5,47 млрд кВт.чэлектроэнергии. Томская область длительное время дефицитна помощности и электроэнергии ( не приводится), прием электроэнергии изсоседних регионов объединенных энергосистем Сибири и Урала в 2005году составил 3,04 млрд кВт.ч, или 36 процентов потребляемойэлектроэнергии. Энергосистема Томской области имеет достаточно сильныемежсистемные электрические связи с энергосистемами Красноярскогокрая, Кемеровской и Тюменской областей. Прогнозы развития объединенных энергосистем Сибири и Уралапоказывают, что в настоящее время и на перспективу 5 - 10 лет этиэнергосистемы будут избыточны (за исключением Тюменской области). Рисунок 5.1. Производство и потребление электроэнергии в Томской области, млрд кВт.ч Рисунок не приводится. Однако дефицитность области по электроэнергии обусловливаетпоиск путей снижения ее зависимости от внешних поставщиковэлектроэнергии и повышения тем самым ее энергетическойбезопасности. Наличие в области запасов природного газа и его добыча науровне 4 - 4,2 млрд куб. м позволяют потенциально рассматриватьвозможность строительства новых газовых энергоблоков на ТЭЦ-3,мини-ТЭЦ на базе газотурбинных или газодизельных энергоблоковнебольшой мощности. В то же время прогнозируемая тенденцияопережающего роста стоимости на природный газ по сравнению состоимостью угля предопределяет целесообразность использования газатолько на эффективном энергетическом оборудовании. Альтернативой развития электроэнергетики на газе следуетсчитать развитие атомной энергетики и электростанций сиспользованием угля. Следует также учитывать, что значительная часть генерирующегооборудования электростанций Томской области отработала свойпарковый ресурс, изношена и требует замены ( не приводится). Такимобразом, нормативный срок службы в 30 лет отработали к настоящемувремени агрегаты суммарной установленной мощностью 1178 МВт, чтосоставляет 79 процентов общей суммарной установленной мощностиэлектростанций области. Рисунок 5.2. Вводы мощностей и суммарная установленная мощность электростанций Томской области (сплошная линия - суммарная установленная мощность электростанций; столбцы - вводы генерирующих мощностей), МВт Рисунок не приводится. Распределение электроэнергии по территории областиосуществляется по электрическим сетям напряжением от 0,4 кВ до 220кВ. С соседними энергосистемами область связана по ВЛ 500 и 220 кВ. Общая протяженность ВЛ 35 кВ и выше составляет 5845,5 км (потрассе). На территории области эксплуатируется одна ПС 500/220 кВ сустановленной мощностью автотрансформаторов 1002 МВА и 140подстанций 35 - 220 кВ с установленной мощностью трансформаторов5657,7 МВА. Основной системообразующей линией Томской энергосистемыявляется двухцепная ВЛ 220 кВ Томск - Володино - Парабель -Советско-Соснинская длиной более 900 км. Из-за большойпротяженности и малой пропускной способности эта линия не можетслужить в качестве транзитной для параллельной работы объединеннойэнергосистемы Сибири и объединенной энергосистемы Урала. Внастоящее время точкой разделения электрических потоков этихэнергосистем является ПС 220 кВ "Парабель", тем самым потребителиТомской области севернее этой подстанции получают электроэнергию изТюменской энергосистемы. Таким образом, наряду с решением вопросов по ликвидациидефицита энергетических мощностей необходимо решение проблем поэлектросетевой части. 5.2. Электроснабжение изолированных потребителей Более 50 процентов территории Томской области, на которойпроживает 30 тыс. человек, не охвачены сетями централизованногоэлектроснабжения. На территории области таких населенных пунктов насчитываетсяоколо 80. Низкая плотность населения и слабая производственнаяосвоенность этих районов делают подключение этих территорий вцентрализованную систему энергообеспечения нецелесообразным сэкономической точки зрения. Электроснабжение изолированных районов осуществляется отлокальных дизельных электростанций, общее количество которыхоценивается до 123 штук, а суммарная установленная мощность 35 - 45тыс. кВт. В 2005 году, по данным Территориального органа Федеральнойслужбы государственной статистики, дизельными электростанциямиТомской области было отпущено 54708 тыс. кВт.ч, на всюпроизведенную продукцию израсходовано 20681 т у.т., фактическийрасход топлива на единицу продукции составил 378 г у.т. . -------------------------------- <1> В разных источниках значения могут не совпадать за счетразности включаемых для рассмотрения дизельных электростанций. Низкие технико-экономические показатели большинства дизельныхэлектростанций, высокие цены на дизельное топливо и высокиетранспортные тарифы приводят к высокой себестоимости производстваэлектроэнергии на дизельных электростанциях. По оценке, толькотопливная составляющая электроэнергии на дизельных электростанцияхв 4 - 5 раз выше, чем себестоимость электроэнергии отэлектростанций Томского филиала ОАО "ТГК-11". Высокая стоимость электроэнергии от дизельных электростанцийобусловливает более низкое удельное электропотребление визолированных районах. Если в районах, охваченных электрическимисетями централизованного электроснабжения, исключая г. Томск и г.Северск, этот показатель составляет 4200 кВт.ч на 1 человека в год,то в изолированных районах - 1800 кВт.ч. Годовая потребность в дизельном топливе дизельныхэлектростанций Томской области составляет порядка 25 тыс. тонн. Старение оборудования дизельных электростанций и рост цен натопливо усугубляют ситуацию, что может вызвать дальнейший спадпроизводства и снижение качества электроснабжения потребителей,массовые неплатежи за некачественное энергообеспечение и увеличениеобъема дотаций из областного бюджета на закупку и завоз дизельноготоплива. Для улучшения ситуации необходимо: обновление изношенного оборудования дизельных электростанций,сооружение там, где это целесообразно, мини-ТЭЦ; использование альтернативных видов топлива для производстваэлектроэнергии на действующих дизельных электростанциях (сжатый исжиженный природный газ, сжиженный нефтяной газ и конденсат,генераторный газ); рассмотреть возможность применения энергетических установок,использующих возобновляемые энергетические ресурсы; рассмотреть целесообразность присоединения изолированныхпотребителей, расположенных на расстоянии до 50 - 70 км отдоступных центров питания (подстанций сетевых компаний), к сетямцентрализованного электроснабжения. 5.3. Современное состояние теплоснабжения региона По сравнению с 1990 годом потребление тепловой энергии вобласти к 2005 году сократилось в 1,48 раза (), что в основном былосвязано с кризисом экономики как Томской области, так и России вцелом. Наиболее значительное сокращение потребления тепловойэнергии произошло в промышленности (в 1,76 раза). Следует отметить,что и в настоящее время продолжается снижение суммарногопотребления тепловой энергии в регионе. Таблица 5.1. Потребление тепловой энергии в Томской области, тыс. Гкал+---------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+| Отрасли | 1985 | 1990 | 1995 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 || | г. | г. | г. | г. | г. | г. | г. | г. | г. |+---------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+| Коммунально-бытовое | 5718 | 8293 | 7849 | 7945 | 6205 | 6933 | 6854 | 6181 | 6652 || хозяйство, в т.ч.: | | | | | | | | | |+---------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+| население | 3526 | 4718 | 5440 | 5910 | 4069 | 5069 | 4969 | 4223 | 4775 |+---------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+| коммунально-бытовые | 2192 | 3575 | 2409 | 2035 | 2136 | 1864 | 1885 | 1958 | 1877 || нужды | | | | | | | | | |+---------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+| Промышленность: | 8160 | 9960 | 7146 | 6298 | 8033 | 6567 | 5923 | 6521 | 5653 |+---------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+| Итого | 13878| 18253| 14995| 14243| 14238| 13500| 12777| 12702| 12305|+---------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+| Потери в | 2030 | 1494 | 1667 | 1200 | 1432 | 1456 | 1417 | 1382 | 1439 || магистральных | | | | | | | | | || тепловых сетях | | | | | | | | | |+---------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+ Примечание: Источник информации - форма 11-ТЭР. В этот период наиболее устойчивое потребление тепловой энергиибыло в коммунально-бытовом секторе. Отпуск тепловой энергиинаселению был максимальным в 2000 году (5,9 млн Гкал), но в 2005году сократился до 4,78 млн Гкал (на 23 процента).Коммунально-бытовые услуги сократились в 1,9 раза по сравнению с1990 годом. По-видимому, и в дальнейшем не следует ожидатьзначительного роста коммунально-бытовых услуг, обеспечиваемых спомощью тепловой энергии. В 2005 году объем производства тепла от всех тепловыхисточников составил 12,3 млн Гкал (), что меньше, чем в 2000 году,на 13,6 процента. В основном это связано со снижением потреблениятепловой энергии на производственные нужды (на 10,3 процента) и вкоммунально-бытовом секторе и населением (на 16,3 процента) посравнению с 2000 годом. Таблица 5.2. Сведения об отпуске тепловой энергии в период 2000 - 2005 годов в Томской области, Гкал+---------------------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| Источники тепла | 2000 г. | 2001 г. | 2002 г. | 2003 г. | 2004 г. | 2005 г. |+---------------------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| Тепловые | 5973082 | 6249461 | 5792198 | 5916900 | 6233075 | 6228290 || электростанции | | | | | | |+---------------------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| Котельные | 5018894 | 5221801 | 5180002 | 4611989 | 4499738 | 4249192 |+---------------------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| Электробойлерные | 1977 | 1061 | 662 | 620 | 1676 | 5586 |+---------------------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| ТУУ | 18436 | 16264 | 6242 | 5561 | 7095 | 4784 |+---------------------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| Прочие источники | 3231077 | 2749046 | 2520938 | 2241506 | 1960525 | 1816882 |+---------------------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| Итого | 14243466| 14237633| 13500042| 12776576| 12702109| 12304734 |+---------------------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+ Примечание: В прочих источниках учтен отпуск тепла от АЭС в г.Северске. В настоящее время в области находится в эксплуатации 1496,2 кмтепловых сетей (водяных и паровых в двухтрубном исчислении), приэтом 69,4 процента приходится на городские поселения (). Порядка78,7 процента тепловых сетей диаметром менее 200 мм. Среди всегообъема тепловых сетей 23,7 процента нуждается в замене (в городах -24,1 процента, в сельской местности - 23,1 процента). В г. Томске вэксплуатации находится 510 км тепловых сетей, из которых нуждаютсяв замене 29,1 процента. Таблица 5.3. Структура тепловых сетей, км+--------------------------+---------+---------+---------+---------+| Диаметры тепловых сетей | 2000 г. | 2003 г. | 2004 г. | 2005 г. |+--------------------------+---------+---------+---------+---------+| До 200 мм | 1405,3 | 1237,5 | 1187,3 | 1177,7 |+--------------------------+---------+---------+---------+---------+| От 200 до 400 мм | 157,1 | 177,3 | 159,7 | 161,6 |+--------------------------+---------+---------+---------+---------+| От 400 до 600 мм | 83,9 | 73,1 | 66,1 | 60,1 |+--------------------------+---------+---------+---------+---------+| Более 600 мм | 95,9 | 110,4 | 109,8 | 96,8 |+--------------------------+---------+---------+---------+---------+| Всего: | 1742,2 | 1598,3 | 1522,9 | 1496,2 |+--------------------------+---------+---------+---------+---------+ Теплоснабжение г. Томска. В настоящее время теплоснабжение г.Томска ( не приводится) осуществляется от: Томской ГРЭС-2, ТЭЦ-3, паровой водогрейной котельной,расположенной на площадке ТЭЦ-3, комплекса дальнего теплоснабженияна базе тепла атомных реакторов СХК, пиково-резервной котельной,электробойлерной на базе ТЭЦ-1, промышленных и отопительныхкотельных (порядка 120 шт.) различной мощности. Особенностью системы централизованного теплоснабжения г.Томска, созданной на базе крупных теплоисточников, является то, чтотехнологическая основа системы теплоснабжения не позволяетразделить ее на самостоятельные, действующие изолированно друг отдруга системы. В целом утвержденная и действующая схематеплоснабжения города должна быть в ближайшие 1,5 - 2 годапересмотрена и скорректирована . Оценочно следует предположить, чтоданная схема теплоснабжения не должна предусматривать расширениясложившихся границ централизованного теплоснабжения в городе, аудельный вес городских нагрузок отопления, подключенных к тепловымсетям Томского филиала ОАО "ТГК-11", не будет превышать 70процентов, а с учетом нагрузок Северного промузла централизациятеплоснабжения города достигнет 80 процентов. По данным Томскогофилиала ОАО "ТГК-11", в 2005 г. суммарная присоединенная тепловаянагрузка (водяная) системы централизованного теплоснабжения г.Томска составляла 1687 Гкал/ч, в т.ч. в жилищно-коммунальномхозяйстве - 1357,1 Гкал/ч и промышленности - 329,9 Гкал/ч. -------------------------------- <1> В марте 2007 г. принята Концепция развития инженернойинфраструктуры в г. Томске в целях реализации национального проекта"Доступное и комфортное жилье" на период до 2025 года. Теплоснабжение г. Северска. В настоящее время теплоснабжениегорода и СХК осуществляется от теплоэлектроцентрали на органическом(уголь, газ) и ядерном топливе от Атомной станции (ЭС-2) ().Теплоэлектроцентраль на органическом топливе отпускает тепло толькодля г. Северска в размере 2240 - 2280 тыс. Гкал, максимальнаятепловая нагрузка порядка 560 Гкал/ч. Атомная электростанция (ЭС-2)отпускает тепловую энергию для г. Томска (порядка 840 - 860 тыс.Гкал при тепловой нагрузке порядка 250 - 270 Гкал/ч) и г. Северска(860 - 870 тыс. Гкал, в том числе промзона - порядка 110 - 120 тыс.Гкал). Таблица 5.4. Динамика производства электрической и тепловой энергии на предприятиях СХК----------------------------------------------------------TT----------------TT----------------TT----------------TT----------------TT----------------¬¬¦¦ Показатели ¦¦1995 г. ¦¦1998 г. ¦¦1999 г. ¦¦2005 г. ¦¦2006 г. ¦¦++--------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Мощность: ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦¦Электрическая, МВт ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦¦ТЭЦ ¦¦ 749/325¦¦ 699/325¦¦ 699/304¦¦ 599/239¦¦ 599/239¦¦¦¦ЭС-2 ¦¦ 438/267¦¦ 438/267¦¦ 438/267¦¦ 432/292¦¦ 432/292¦¦¦¦Тепловая, Гкал/ч ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦¦ТЭЦ ¦¦1874/786¦¦1874/786¦¦1874/786¦¦1023/793¦¦1023/793¦¦¦¦ЭС-2 ¦¦ 740/592¦¦ 740/592¦¦ 740/592¦¦1320/760¦¦1320/760¦¦++--------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Годовая выработка: ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦¦Электроэнергии, млн кВт.ч ¦¦2590,6 ¦¦3400,8 ¦¦3157,2 ¦¦ 1992,1 ¦¦2009,8 ¦¦¦¦ТЭЦ ¦¦1216,6 ¦¦1799,4 ¦¦1541,8 ¦¦ 1202,1 ¦¦ 1233,8 ¦¦¦¦ЭС-2 ¦¦1374 ¦¦1601,4 ¦¦1615,4 ¦¦ 790 ¦¦ 776 ¦¦¦¦Тепла (с учетом г. Томска), ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦¦тыс. Гкал/год ¦¦5423,251¦¦5672,489¦¦5482,441¦¦ 3978,6 ¦¦ 3978,1¦¦¦¦ТЭЦ ¦¦2529,457¦¦2346,033¦¦2234,803¦¦ 2242 ¦¦ 2277,9 ¦¦¦¦ЭС-2 ¦¦2893,794¦¦3326,456¦¦3247,638¦¦ 1736,6 ¦¦ 1700,2 ¦¦LL--------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++------------------ Примечание: В числителе установленная мощность, а взнаменателе - располагаемая. Выработка показана с учетом отпускатепла для г. Томска и электроэнергии на ФОРЭМ. Рисунок 5.3. Принципиальная схема теплоснабжения г. Томска Рисунок не приводится. Каргасокская газодизельная электростанция. В 1998 - 1999 годахАО "Томскгазпром" была сооружена дизельная электростанцияэлектрической мощностью 6,2 МВт (три агрегата финскогопроизводства) и тепловой мощностью 4,8 Гкал/ч для комплексногопроизводства электроэнергии и тепла для отопления нужд поселка (15тыс. Гкал/год). Системы теплоснабжения на базе котельных. Практически во всехнаселенных пунктах области существуют системы теплоснабжения набазе котельных. Максимальное производство тепла в котельныхприходится на 1990 год и составило 18,25 млн Гкал. В настоящеевремя производство тепла в котельных снизилось до 4,25 млн Гкал(см. , ). Во многих населенных пунктах ощущается дефицит тепловойэнергии (так, в 8 районных центрах по трассе газопроводов внастоящее время имеется дефицит тепловой энергии). Частично этообъясняется резким снижением производства тепловой энергии наведомственных промышленных отопительных котельных из-за снижениявыпуска промышленной продукции. 5.4. Условия топливоснабжения электроэнергетики и теплового хозяйства области Современная теплоэнергетика региона основана на использованииприродного газа и угля в качестве первичных энергоресурсов. Впериод 2000 - 2005 года суммарный расход топлива на отпуск тепла иэлектроэнергии на ТЭЦ и котельных составлял порядка 2,79 - 3,02 млнт у.т. (). Доля природного газа в балансе топливно-энергетическихресурсов в 2005 году достигла 61 процента. Объемы потребления топлива источниками тепла Томской области в2005 году составили 2931,7 тыс. т у.т. (в том числетеплоэлектроцентралями - 2200,5 тыс. т у.т., или 75 процентов,котельными - 731,2 тыс. т у.т., или 25 процентов). Основными видами топлива, потребляемого источниками тепла, вТомской области являются природный газ и каменный уголь. Запоследние годы наблюдается тенденция увеличения потребленияприродного газа на теплоэлектроцентралях с 819 тыс. т у.т. в 2000году до 1294 тыс. т у.т. в 2005 году. При этом доля газа на ТЭЦдостигла 59 процентов. В котельных потребление газастабилизировалось на уровне 470 - 490 тыс. т у.т. В целом это привело к тому, что доля природного газа втопливно-энергетическом балансе Томской области достигла 61,04процента в 2005 году (в 2000 году она составляла 44,55 процента),что связано с сокращением потребления угля на теплоэлектроцентраляхТомского филиала ОАО "ТГК-11" и ФГУП "СХК". Таблица 5.5. Сведения о расходе топлива на отпуск электроэнергии и тепла от ТЭЦ и котельных Томской области в 2000 - 2005 годах, т у.т.+---------------------------------------------+----------+-----------+| Потребители топлива | 2000 г. | 2005 г. |+---------------------------------------------+----------+-----------+| Тепловые электростанции (всего), в т.ч.: | 1944612 | 2200503 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| газ | 819110 | 1294832 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| мазут | 44099 | 26406 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| каменный уголь | 1081403 | 878708 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| бурый уголь | 0 | 0 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| прочие | 0 | 557 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| Котельные (всего), в т.ч.: | 899905 | 690226 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| газ | 441590 | 468205 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| мазут | 41097 | 8898 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| каменный уголь | 219428 | 143363 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| бурый уголь | 13173 | 941 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| прочие | 184617 | 68819 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| Сельские котельные (всего), в т.ч.: | 57629 | 40927 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| газ | 32097 | 26493 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| мазут | 4041 | 0 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| каменный уголь | 14821 | 10564 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| бурый уголь | 0 | 0 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| прочие | 6670 | 3870 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| ИТОГО, в т.ч.: | 2902146 | 2931656 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| газ | 1292797 | 1789530 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| мазут | 89237 | 35304 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| каменный уголь | 1315652 | 1032635 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| бурый уголь | 13173 | 941 |+---------------------------------------------+----------+-----------+| прочие | 191287 | 73246 |+---------------------------------------------+----------+-----------+ 5.5. Энергосбережение Повышение эффективности использования энергии - один изглавных приоритетов Энергетической стратегии Томской области. Проблема энергосбережения комплексно объединяет все аспектыфункционирования теплоэнергетики и имеет технико-экономический,экологический, социальный и финансовый результаты (таблица 5.6). Таблица 5.6. Результаты политики энергосбережения+------------------------+---------------------------------------------------------+| Аспект | Результат |+------------------------+---------------------------------------------------------+| Технико-экономический | Внедрение новых технологий и оборудования || | Повышение экономической эффективности |+------------------------+---------------------------------------------------------+| Экологический | Уменьшение выбросов вредных веществ |+------------------------+---------------------------------------------------------+| Социальный | Обеспечение комфорта в зданиях || | Снижение платы за тепло |+------------------------+---------------------------------------------------------+| Финансовый | Сокращение бюджетных дотаций || | Возможность получения кредитов и других || | инвестиционных средств |+------------------------+---------------------------------------------------------+ В настоящее время для активной реализации этого направления вобласти складываются благоприятные условия: значительный потенциал энергосбережения; быстро окупаемые энергосберегающие меры; рынок необходимого оборудования. Потенциал энергосбережения Промышленный комплекс в Томской области является наиболееэнергоемким сектором, поэтому потенциал энергосбережения в немдостаточно большой. Ориентировочно потенциал энергосбережения впроизводственной сфере по каждому виду энергоносителей составляетдо 200 млн кВт.ч электроэнергии, до 110 тыс. Гкал тепла (таблица5.7). Таблица 5.7. Потенциал энергосбережения в производственной сфере+-----------------------------------------+-----------+-----------+| Показатели | 2010 г. | 2020 г. |+-----------------------------------------+-----------+-----------+| Электроэнергия, млн кВт.ч | 100 - 150 | 160 - 200 |+-----------------------------------------+-----------+-----------+| Тепловая энергия, тыс. Гкал/год | 34 - 48 | 80 - 110 |+-----------------------------------------+-----------+-----------+| Котельно-печное топливо, тыс. т у.т. | 1 - 3 | 4 - 10 |+-----------------------------------------+-----------+-----------+| Моторное топливо, тыс. т | 1 - 2 | 3 - 5 |+-----------------------------------------+-----------+-----------+ Примечание: Первые цифры относятся к пессимистическомусценарию, вторые - к реалистичному или стратегическому. Строительный комплекс. Потенциал энергосбережения здесьсоставляет 20 - 22 процента. Транспортный комплекс. Потенциал сбережения моторного топливав Томской области оценивается достаточно высоко - 25 - 30процентов. Агропромышленный сектор. Потенциал энергосбереженияоценивается в размере 20 - 25 процентов, что составляет 150 - 200млн кВт.ч электроэнергии и 100 - 120 тыс. т у.т. топлива в год. Коммунально-бытовой сектор. Потенциал энергосбереженияэлектрической и тепловой энергии и топлива в этом сектореоценивается очень высоко. Низкий технический уровень многих объектов и звеньев тепловогохозяйства Томской области - котельных, тепловых сетей, абонентскихустановок, отсутствие в них необходимых систем автоматическогорегулирования и измерений, неудовлетворительные теплотехническиехарактеристики зданий привели к большим сверхнормативным потерямтепла и топлива. Основными составляющими потенциалаэнергосбережения являются экономия тепла и топлива, получаемые: при оснащении систем отопления и горячего водоснабжения жилыхи общественных зданий приборами автоматического регулирования иизмерений; при улучшении тепловой изоляции существующих зданий и сниженииих теплопотерь; при исключении сверхнормативных потерь в тепловых сетях; при модернизации котельных с низким коэффициентом полезногодействия. Таким образом, конечными целями энергосбережения в сферетеплоснабжения Томской области являются: повышение экономической эффективности производства, транспортаи потребления тепловой энергии и кардинальное улучшениетехнического состояния теплового хозяйства; снижение финансовой нагрузки, связанной с дотированием оплатытепловой энергии, на региональный и местный бюджеты; сокращение инвестиционных расходов на развитие теплоснабжения; уменьшение платы населения за тепловую энергию и повышениеуровня комфорта в зданиях; снижение себестоимости промышленной продукции; ослабление негативного воздействия на окружающую среду. Оценка экономии тепловой энергии при реализацииэнергосберегающих мероприятий в жилых зданиях, тепловых сетях иугольных котельных показывает, что годовой потенциалэнергосбережения может составить 30 - 45 процентов тепла,потребляемого жилыми зданиями с центральным и централизованнымтеплоснабжением. В целом по видам потребляемых в Томской области энергоресурсовгодовой потенциал энергосбережения может составить: уголь - 270 - 560 тыс. т; газ (включая попутный нефтяных месторождений) - 150 - 350 млнкуб. м; нефть и нефтепродукты - 10 - 15 тыс. т; электроэнергия - 1,3 - 1,6 млрд кВт.ч; тепловая энергия - 1 - 2,5 млн Гкал. Анализ работ по энергосбережению показывает, что в регионахСибири теоретический потенциал энергосбережения составляет всреднем 25 - 30 процентов от суммарного энергопотребления, аэкономически целесообразный потенциал энергосбережения - 7 - 10процентов. С учетом повышения эффективности использованиятопливно-энергетических ресурсов в отраслях промышленности исекторах экономики области возможный общий потенциалэнергосбережения составит к 2012 году 1695 тыс. т у.т. (), ареализуемый потенциал - 495 тыс. т у.т. . -------------------------------- <1> По материалам Регионального центра управленияэнергосбережением г. Томска. Таблица 5.6. Потенциал энергосбережения по видам топливно-энергетических ресурсов+---+------------------+------------------------------------------------------------+| | | Вид топливно-энергетического ресурса || NN| Потенциал | || пп| | || | +---------+----------+--------+---------+---------+----------+| | | нефть | газ | уголь | нефте- | электро-| тепловая || | | сырая | природный| | продукты| энергия | энергия |+---+------------------+---------+----------+--------+---------+---------+----------+| 1 | Общий потенциал, | 532 | 437 | 110 | 96 | 223 | 297 || | тыс. т у.т. | | | | | | |+---+------------------++--------+----------+--------+---------+---------+----------+| ИТОГО | 1695 тыс. т у.т. |+---+------------------++--------+----------+--------+---------+---------+----------+| 2 | Реализуемый | 1,1 | 2,2 | 0,4 | 0,6 | 1,6 | 2,4 || | потенциал, | | | | | | || | тыс. т у.т. | | | | | | |+---+------------------++--------+----------+--------+---------+---------+----------+| ИТОГО | 8,2 тыс. т у.т. |+-----------------------+-----------------------------------------------------------+ Максимальный потенциал энергосбережения сосредоточен впромышленности, отраслях жилищно-коммунального хозяйства и унаселения (таблица 5.7). Таблица 5.7. Потенциал энергосбережения по отраслевым комплексам Томской области+---+--------------------------------------+-------------------+--------------------+| | | Общий потенциал: | Реализуемый || NN| Отраслевой | | потенциал: || пп| комплекс | | || | +---------+---------+---------+----------+| | | % | тыс. | % | тыс. || | | | т у.т. | | т у.т. |+---+--------------------------------------+---------+---------+---------+----------+| 1 | Промышленность | 20 | 1092 | 3 | 32,8 |+---+--------------------------------------+---------+---------+---------+----------+| 2 | Население | 21 | 258 | 5,3 | 13,7 |+---+--------------------------------------+---------+---------+---------+----------+| 3 | Жилищно-коммунальное хозяйство | 22 | 56 | 10 | 5,6 |+---+--------------------------------------+---------+---------+---------+----------+| 4 | Транспорт | 7 | 35 | 1,5 | 0,5 |+---+--------------------------------------+---------+---------+---------+----------+| 5 | Строительство | 6 | 4 | 1,1 | 0,0 |+---+--------------------------------------+---------+---------+---------+----------+| 6 | Сельское хозяйство | 8 | 11 | 2 | 0,2 |+---+--------------------------------------+---------+---------+---------+----------+| 7 | Прочие отрасли | 5 | 11 | 1 | 0,1 |+---+--------------------------------------++--------++--------++--------++---------+| ИТОГО | - | 1468 | - | 52,9 |+-------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+ 5.6. Газовая и нефтяная промышленность Развитие добычи газа на современном этапе Добыча газа в Томской области ведется с 1998 года, и к настоящему времени из недр извлечено более 30 млрд куб. м природного газа. На территории области функционирует 40 предприятий-недропользователей. Газовую специализацию имеет только ОАО "Томскгазпром". Добыча газа и подача его внешним потребителям в Томской области осуществляются ОАО "Томскгазпром" и ОАО "Томскнефть" ВНК. ОАО "Томскгазпром" с текущей сырьевой базой 139,6 млрд куб. м газа (категорийность извлекаемых запасов А + В + С по состоянию на 1 января 1 2006 года) - владелец лицензий на 7 месторождений Томской области, из них 2 газоконденсатных (Мыльджинское и Северо-Васюганское), 3 газоконденсатонефтяных (Казанское, Останинское и Мирное) и 2 нефтяных (Северо-Останинское и Пинджинское). ОАО "Томскнефть" ВНК с текущими запасами 70,7 млрд куб. м газа (категорий А + В + С по состоянию на 1 января 2006 года) имеет лицензии на 1 43 месторождения в Томской области, из них 5 нефтегазоконденсатных (Лугинецкое, Герасимовское, Северное, Чкаловское и Западно-Останинское) и 38 нефтяных. На современном этапе ОАО "Томскгазпром" осуществляет добычу 72 процентов газа, поставляемого внешним потребителям, а ОАО "Томскнефть" ВНК - 28 процентов (рисунок 5 не приводится). Рисунок 5.4. Объемы добычи газа и конденсата в Томской области в 1999 - 2006 гг. Рисунок не приводится. Состояние трубопроводного транспорта в районах добычи газа и конденсата В мае 1999 года было введено в эксплуатацию Мыльджинскоегазоконденсатное месторождение. К этому времени был построенгазопровод Мыльджинское - Вертикос (1998 год) протяженностью 114км, а позднее и конденсатопровод Мыльджинское - Лугинецкое (2000год) протяженностью 86 км. Начата промышленная добыча газа иконденсата, их поставка потребителям. В июле 2002 года было введено в эксплуатациюСеверо-Васюганское газоконденсатное месторождение, к этому временибыли построены (2001 год) газопровод Северо-Васюганскоегазоконденсатное месторождение - р. Лымжа протяженностью 56 км иконденсатопровод Северо-Васюганское газоконденсатное месторождение- Мыльджинское газоконденсатное месторождение протяженностью 76,5км. Таким образом, природный газ двух газоконденсатныхместорождений по двум не связанным друг с другом газопроводампоступает в магистральную газотранспортную систему Нижневартовск -Томск - Кузбасс, по которому транспортируется попутный газ послепереработки на Нижневартовском и Белозерском газоперерабатывающихзаводах (Ханты-Мансийский АО). Конденсат с Северо-Васюганскогогазоконденсатного месторождения и Мыльджинского газоконденсатногоместорождения после стабилизации поступает в резервуары товарнойнефти Лугинецкого нефтегазоконденсатного месторождения, откудазакачивается в нефтепровод Лугинецкое нефтегазоконденсатноеместорождение - Парабель и смешивается с нефтью, поступающей вмагистральный нефтепровод Александровское - Томск -Анжеро-Судженск. В 2002 году нефтяниками был пущен в эксплуатацию газопроводЛугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение - Парабель, покоторому осушенный и компримированный попутный и природный газ сЛугинецкого месторождения (разрабатывается ОАО "Томскнефть" ВНК)стал подаваться в магистральный газопровод. В настоящее время газотранспортная система в областиограничена связями трех разрабатываемых месторождений(Мыльджинского, Лугинецкого и Северо-Васюганского) с магистральнымгазопроводом. Вдоль этих газопроводов нет крупных месторожденийгаза. Вблизи магистрального газопровода Нижневартовск - Парабель -Кузбасс расположены три небольших неразработанных месторожденияСильгинской группы. Особенности ресурсной базы для развития добычи газа В Томской области выявлено 20 месторождений газа с текущимиразведанными запасами (по состоянию на 1 января 2006 года)природного газа 273,3 млрд куб. м, конденсата - 33,4 млн т, нефти -45,9 млн т (). Современное состояние ресурсной базы для развития газодобычи вТомской области характеризуется следующим: наиболее крупные месторождения газа уже вовлечены в освоение,не вовлеченные в промышленное освоение месторождения являютсямелкими и средними по размерам запасов газа; целый ряд комплексных нефтегазоконденсатных месторожденийявляются объектами первоочередной отработки нефтяных запасов (сточки зрения исключения безвозвратных потерь нефти в комплексныхзалежах нефти и газа); на ряде комплексных месторождений с гидродинамическимиизолированными залежами газа освоение газовых ресурсов возможно приразбуривании самостоятельной сетки скважин; для многих месторождений характерны высокая степеньнеоднородности и прерывистости пласта, изменчивость коллекторскихсвойств и фильтрационных характеристик по площади месторождений; большинство неразрабатываемых месторождений располагается назначительном удалении от существующей газотранспортной сети, чтопредполагает значительные расходы на строительство подводящихгазопроводов. В области нет значительных по запасам месторождений газа,которые при существующих условиях и ценах на газ могли бы быть ужев ближайшее время вовлечены в экономически эффективную разработку споставками газа внешним потребителям. Часть мелких удаленных месторождений и месторождений с плохимипромысловыми параметрами может быть использована для местных(локальных) нужд с целью электро- и теплоснабжения потребителей. Таблица 5.8. Ранжирование месторождений по величине запасов природного газа------------------------------------TT--------------------------------------------------TT--------------------TT------------------------------------¬¬¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ Запасы на ¦¦¦¦ ¦¦ ¦¦Количеств 01.01.2006 ¦¦¦¦ Группы ¦¦ Месторождения ¦¦место-++--------------------TT--------------++¦¦ месторождений ¦¦ ¦¦рождений ¦¦А + В + С ¦¦ % от ¦¦¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ 1¦¦запасо⦦¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦област覦++----------------------------------++--------------------------------------------------++--------------------++--------------------++--------------++¦¦Крупные (более 30¦¦Мыльджинское, Лугинецкое ¦¦ 2 ¦¦ 131932 ¦¦48,3 ¦¦¦¦млрд куб. м) ¦¦(разрабатываемые на газ) ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦++----------------------------------++--------------------------------------------------++--------------------++--------------------++--------------++¦¦Средние (от 10 дСеверо-Васюганское ¦¦ 6 ¦¦ 111244 ¦¦ 40,7 ¦¦¦¦30 млрд куб. м) ¦¦(разрабатываемое на газ),¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦Казанское, Останинское, ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦Арчинское, Нижне- ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦Табаганское, Калиновое ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦++----------------------------------++--------------------------------------------------++--------------------++--------------------++--------------++¦¦Мелкие (менее 10 ¦¦Северное, Чкаловское, ¦¦ 12 ¦¦ 30115 ¦¦ 11,0¦¦¦¦млрд куб. м) ¦¦Западно-Останинское, ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦Герасимовское, Мирное, ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦Речное, Северо- ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦Калиновое, Кулгинское, ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦Селимхановское, ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦Усть-Сильгинское, ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦Средне-Сильгинское, ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦¦ ¦¦Северо-Сильгинское ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦++----------------------------------++--------------------------------------------------++--------------------++--------------------++--------------++¦¦ВСЕГО ¦¦ ¦¦ 20 ¦¦ 273291 ¦¦ 100,0 ¦¦LL----------------------------------++--------------------------------------------------++--------------------++--------------------++---------------- Устойчивое развитие газодобывающей, как и нефтедобывающейпромышленности Томской области, после 2010 - 2015 года возможнотолько в случае, если в этот период начать ввод в разработку новыхместорождений, открыть которые еще предстоит. Для решения этойнепростой задачи необходимо на уровне Правительства РоссийскойФедерации, Администрации Томской области икомпаний-недропользователей усилить внимание к геологоразведочнымработам, считать воспроизводство минерально-сырьевой базы нефтянойи газовой промышленности в Томской области одной из важнейших задачна ближайшие десятилетия. Перспективы развития газодобывающей промышленности В настоящее время на месторождениях ОАО "Томскгазпром"(Мыльджинском и Северо-Васюганском) идет снижение добычи газа, непредусмотренное при проектировании. На Мыльджинском месторождениидобыча газа снизилась с 3,7 млрд куб. м (максимальная добыча) в2001 году до 3,3 млрд куб. м в 2006 году. На Северо-Васюганском - с0,77 млрд куб. м в 2004 году до 0,61 млрд куб. м в 2006 году. На Мыльджинском месторождении ведется строительство дожимнойкомпрессорной станции, первая очередь которой введена вэксплуатацию в сентябре 2007 года. Руководство компании полагает,что эта мера позволит стабилизировать объемы добычи газа наместорождении и удерживать ее на уровне 2,6 - 2,7 млрд куб. м втечение 6 лет. ОАО "Томскгазпром" в настоящее время приступает к реализацииплана освоения ресурсов нефти Казанского нефтегазоконденсатногоместорождения: планирует построить нефтепровод Казанскоенефтегазоконденсатное месторождение - Северо-Останинское нефтяноеместорождение - Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождениепропускной способностью 1,2 млн т в год и в конце 2008 года пуститьего в эксплуатацию. Газовую часть месторождения компанияпредполагает начать разрабатывать к 2015 г. Два основных прогнозных варианта развития добычи газа вТомской области на период до 2020 года (, не приводится) отличаютсямежду собой степенью реализации перспектив поддержания и развитиядобычи на разрабатываемых месторождениях, ввода в эксплуатациюнеразработанных месторождений, а также вовлечения газовых шапок накомплексных нефтегазоконденсатных месторождениях (после отработкинефтяной части), открытия и вовлечения в разработку новыхместорождений. Таблица 5.9. Прогноз объемов добычи газа в Томской области на период до 2020 года, млн куб. м+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+| Наименование | 2005 г.| 2008 г.| 2009 г.| 2010 г.| 2012 г.| 2015 г.| 2020 г.|| | факт | прогноз| прогноз| прогноз| прогноз| прогноз| прогноз|+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+| Пессимистический вариант |+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+| Томская область, | 5040,6 | 4213 | 4172 | 4056 | 3920 | 3490 | 3080 || всего | | | | | | | |+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+| В т.ч. новые | | | | | | | 650 || месторождения | | | | | | | |+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+| Стратегический вариант |+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+| Томская область, | 5040,6 | 4367 | 4321 | 4277 | 4270 | 4180 | 4790 || всего | | | | | | | |+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+| В т.ч. новые | | | | | | | 1450 || месторождения | | | | | | | |+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+ По пессимистическому варианту прогнозируется снижение объемовдобычи газа в области с 4213 млн куб. м в 2008 году до 3730 млнкуб. м в 2020 году. Частично падение добычи на разрабатываемыхместорождениях будет компенсировано вводом в эксплуатацию новыхместорождений в конце рассматриваемого периода. По стратегическомуварианту прогнозируется удержание суммарной добычи газа на уровнеоколо 4150 - 4350 млн куб. м в год. В конце рассматриваемогопериода с вводом в эксплуатацию новых месторождений объемы добычигаза вырастут до 4800 млн куб. м. Рисунок 5.5. Прогноз добычи газа в Томской области на период до 2020 года Рисунок не приводится. На ближайшую перспективу до 2010 года представлены варианты,соответствующие вариантам, разработанным в Администрации Томскойобласти, и отраженные в 2007 году в форме 2П. Перспективы добычи нефти Нефть является основным сырьевым ресурсом Томской области. История промышленной добычи нефти насчитывает 40 лет. За всевремя добыто более 250 млн т нефти. Разведанность ресурсов нефтисоставляет 29,1 процента, выработанность разведанных запасовдостигла высокого уровня - 47,3 процента (по состоянию на 1 января2006 года). Из 106 месторождений углеводородов Томской области 99 содержатнефть: 86 нефтяных, 13 нефтегазоконденсатных. Суммарные извлекаемые запасы нефти по состоянию на 1 января2006 года составили: категории А + В + С - 276,6 млн т; 1 категории С - 135,4 млн т. 2 Все месторождения нефти переданы в распределенный фонд недр. Лицензии с правом добычи имеют 33предприятия-недропользователя. Фактически добычу нефти ведут додвух десятков предприятий. Остальные к добыче нефти не приступилиили ведут подготовительные работы. Крупнейшее предприятие по добыче нефти, ОАО "Томскнефть" ВНК, стекущей сырьевой базой (категории А + В + С по состоянию на 1января 2006 1года) 181,7 млн т - владелец лицензий на 43 месторождения в Томскойобласти, из них 38 нефтяных и 5 газоконденсатонефтяных. Большинствоместорождений разрабатываются, среди них крупнейшие - Советское,Первомайское, Игольско-Таловское, Двуреченское, Крапивинское иЛугинецкое.На Лугинецком ведется добыча одновременно нефти и газа (смесьприродного ипопутного газа). Выработанность начальных разведанных запасов нефтипоперечисленным месторождениям в сумме превысила 60 процентов. Максимальные объемы добычи нефти в Томской области былидостигнуты в 2004 году - 15,8 млн т (в т.ч. 0,6 млн т конденсата),из них около 14,0 млн т (в т.ч. 0,2 млн т конденсата), или 88,6процента, приходилось на ОАО "Томскнефть" ВНК. В 2006 году объемдобычи нефти (включая конденсат) по ОАО "Томскнефть" оказался самымнизким за последние пять лет - 8,6 млн т в год. Такое резкоеснижение обусловлено в значительной степени резким сокращением в2005 году капитальных вложений компании в освоение месторождений. В2006 году объемы капитальных вложений были снова увеличены, начатообустройство и бурение эксплуатационных скважин по Таловой площадиИгольско-Талового месторождения, бурение скважин на Лугинецком иЗападно-Моисеевском месторождениях. В 2007 году рост инвестиций предприятий-недропользователей вразработку месторождений оценивается в 34 процента - с 14,75 млрдруб. в 2006 году до 19,73 млрд руб. в 2007 году (таблица 5.10). Таблица 5.10. Капитальные вложения в разработку месторождений Томской области в 2006 - 2007 годах+---------------------------------------------------+-------------------+----------+| | Капвложения в | || | разработку, млн | || Недропользователи | руб. | 2007 г. к|| | | 2006 г. || +---------+---------+ || | 2006 г. | 2007 г. | || | (факт) | (оценка)| |+---------------------------------------------------+---------+---------+----------+| Томская область, всего | 14750,6 | 19729,4 | 134% |+---------------------------------------------------+---------+---------+----------+| в том числе: | | | |+---------------------------------------------------+---------+---------+----------+| ОАО "Томскнефть" ВНК | 11063,4 | 13411,6 | 121% || (с ЗАО "Томск-Петролеум-унд-Газ") | | | |+---------------------------------------------------+---------+---------+----------+| Прочие недропользователи | 3687,2 | 6317,8 | 171% |+---------------------------------------------------+---------+---------+----------+ Ниже представлен прогноз объемов добычи нефти с конденсатом напериод до 2020 года (, не приводится) по вариантам, которыеотличаются между собой темпами ввода месторождений и освоениязапасов и реализацией планов открытия новых месторождений ивовлечения их в разработку. Таблица 5.11. Прогноз объемов добычи нефти в Томской области на период до 2020 года+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+| Варианты | 2005 г.| 2008 г.| 2009 г.| 2010 г.| 2012 г.| 2015 г.| 2020 г.|| | факт | прогноз| прогноз| прогноз| прогноз| прогноз| прогноз|+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+| Добыча нефти с конденсатом, тыс. т |+----------------------------------------------------------------------------------+| Пессимистический вариант |+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+| Томская область, | 11757 | 12069 | 12552 | 12879 | 12020 | 9920 | 8240 || всего | | | | | | | |+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+| В т.ч. новые | | | | | | | 990 || месторождения | | | | | | | |+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+| Стратегический вариант |+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+| Томская область, | 11757 | 12358 | 13272 | 14323 | 13100 | 11090 | 9920 || всего | | | | | | | |+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+| В т.ч. новые | | | | | | 90 | 1590 || месторождения | | | | | | | |+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+ На ближайшую перспективу до 2010 года представленные в таблицеварианты соответствуют вариантам, разработанным АдминистрациейТомской области и отраженным в 2007 году в форме 2П. Рисунок 5.6. Прогноз добычи нефти (с конденсатом) в Томской области на период до 2020 года Рисунок не приводится. Все неразрабатываемые месторождения мелкие по размерамзапасов. Они преимущественно находятся в труднодоступныхмалонаселенных районах, удаленных от магистральных трубопроводов,что создает определенные трудности в решении вопросов сбора итранспорта углеводородного сырья. Администрации Томской области необходимо осуществлятьпосредничество для успешного решения вопросов подключениянедропользователей к существующим нефтепроводам. Суммарные размеры запасов в области год от года уменьшаются,так как приросты запасов значительно ниже объемов извлеченных врезультате добычи углеводородов. Развитие нефтяной промышленности Томской области после 2010 -2015 года в значительной степени зависит от перспектив открытия иввода в разработку новых месторождений. Развитие геологоразведочных работ Главными задачами развития геологоразведочных работ в областиявляются: воспроизводство минерально-сырьевой базы, обеспечивающееустойчивое развитие нефтяной и газовой промышленности области накратко- и среднесрочную перспективу; региональное геолого-геофизическое изучение территории областис целью выявления новых перспективных нефтегазоносных комплексов,областей и районов для формирования минерально-сырьевой базы насредне- и долгосрочную перспективу. В последние несколько лет наблюдаются постепенные приростыфинансирования и объемы геологоразведочных работ за счетсобственных средств недропользователей. Наибольший рост былдостигнут в 2006 году: финансирование увеличилось в 2 раза поотношению к 2005 году, при этом объемы глубокого бурения выросли в2,5 раза. В 2007 году инвестиции недропользователей вгеологоразведочные работы увеличены по отношению к 2006 году в 1,8раза. В последние годы суммарные запасы в области продолжаютуменьшаться, так как приросты запасов не компенсируют объемыизвлеченных в результате добычи углеводородов (). Необходимоотметить, что даже простое 100-процентное воспроизводство запасовне позволяет рассчитывать на поддержание достигнутых объемов добычив перспективе, так как наряду с эффективными запасами в расчетберутся и малорентабельные, а также очень мелкие месторождения,которые вряд ли будут вовлечены в разработку в рассматриваемойперспективе. Таблица 5.12. Компенсация добычи новыми запасами в Томской области в 2000 - 2006 гг.+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+| Показатели | 2000 г.| 2001 г.| 2002 г.| 2003 г.| 2004 г.| 2005 г.| 2006 г.|+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+| Объемы добычи | 9,3 | 11,3 | 14,3 | 18,7 | 21,0 | 16,6 | 14,7 || нефти, газа и | | | | | | | || конденсата, млн т | | | | | | | || УУВ | | | | | | | |+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+| Прирост запасов, | 5,0 | 8,2 | 8,0 | 5,6 | 2,5 | 1,5 | 4,1 || млн т УУВ | | | | | | | |+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+| Компенсация | 53,8 | 72,6 | 55,9 | 29,9 | 11,9 | 9,0 | 27,9 || добычи запасов, % | | | | | | | |+-------------------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+--------+ Примечание: УУВ - условные углеводороды. В 2006 году объемы выполненных геологоразведочных работ ужевышли на уровень требуемых среднегодовых показателей, определенныхв Программе и концепции развития нефтяной и газовой промышленностиТомской области на 2001 - 2005 гг. и период до 2030 г. по варианту"минимально необходимое воспроизводство" для этого периода. Однакопри этом главный результирующий показатель (прирост запасов)составил только 21 процент (4,1 млн т УУВ) от запланированного. С 2002 года началось региональное геологическое изучениеобширных практически не исследованных перспективных территорийправобережья. В 2005 - 2006 годах за счет средств федеральногобюджета были пробурены две глубокие параметрические скважины -"Восток-1" и "Восток-3", которые дали информацию региональногоэтапа исследований об общей перспективности территории инеобходимости дальнейшего ее изучения. Программойгеологоразведочных работ на правобережье на 2007 год предусмотренобурение третьей, Южно-Пыжинской, параметрической скважины, а впрограмму 2008 года включены еще 3 параметрические скважины -Южно-Барсуковская, Восточно-Александровская иВосточно-Пайдугинская. Региональные работы, включающие бурение глубоких скважин иплощадные геофизические исследования, необходимо проводить какминимум до 2012 - 2015 годов. Они позволят дать обоснованную оценкустепени перспективности территории и возможности открытий новыхместорождений. 5.7. Использование попутного газа нефтяных месторождений Главной особенностью нефтедобычи в Томской области являетсяразработка средних и мелких месторождений с относительно небольшимиресурсами попутного нефтяного газа (ПНГ) при их разбросанности пообширной и слабо заселенной территории, где отсутствуют крупныепотребители топлива, что изначально обусловило низкие уровниутилизации нефтяного газа. В 2003 - 2006 году в ОАО "Томскнефть"ВНК показатель утилизации составлял 75 - 81 процент, а у прочихнедропользователей в сумме не превысил 47 процентов. Традиционное решение проблемы утилизации газа за счет подачиего в магистральный газопровод после сбора, осушки икомпримирования (до 55 кгс/кв. см) требует значительных денежныхзатрат , что в угоду получению быстрой прибыли от добычи и продажинефти зачастую не делается, и газ сжигается в факелах. -------------------------------- <1> - Анализ себестоимости добычи попутного нефтяного газапоказывает, что себестоимость колеблется от 200 до 250 руб. за 1000куб. м, транспортировка может добавить еще до 400 руб./1000 куб. м,а покупают газопереработчики попутный нефтяной газ по 60 - 90руб./1000 куб. м при предельно установленной цене в 150 руб./1000куб. м. Создавать инфраструктуру по утилизации попутного нефтяногогаза на отдаленных месторождениях экономически нецелесообразно присложившихся ценах на попутный нефтяной газ. Именно поэтому в ряделицензионных соглашений предусматривается 100-процентное сжиганиепопутного нефтяного газа. Одним из возможных решений по устранению хищническогоотношения к природным ресурсам является использование газа длявыработки электроэнергии в местах его сжигания. Суммарные ресурсы попутного газа, которые потенциально могутбыть вовлечены в топливный баланс на территории Томской области,оцениваются в 250 - 350 млн куб. м/год (рисунок 5.7 не приводится). Рисунок 5.7. Ресурсы попутного нефтяного газа для газотурбинных электростанций Рисунок не приводится. Задействовать весь ресурсный потенциал попутного нефтяногогаза не представляется возможным из-за слишком больших затрат наконсолидацию всех ресурсов газа. Для использования попутногонефтяного газа в качестве топлива на газотурбинных электростанцияхрекомендованы месторождения, имеющие достаточные ресурсы газа длясооружения относительно небольших электростанций и имеющиесоответствующие потребности в электроэнергии. В наибольшей мере этим критериям отвечают Васюганская иВахская группа месторождений, а также Крапивинское, Чкаловское иИгольско-Таловое месторождения. До 2010 года наиболее реально расширение газотурбинныхэлектростанций на Игольско-Таловском месторождении с 24 МВт до 36МВт (2008 год) и строительство газотурбинных электростанциймощностью 24 МВт на Двуреченском месторождении (2009 год). Такимобразом, к 2010 году суммарная мощность газотурбинныхэлектростанций на попутном нефтяном газе может достигнуть 60 МВт, ак 2015 году - 65 - 70 МВт. В качестве базового типа оборудования могут быть рекомендованыгазотурбинные электростанции единичной мощностью 4 - 6 МВт,производимые отечественной промышленностью. Газотурбинные электростанции на попутном нефтяном газехарактеризуются высоким уровнем экономической эффективности.Вложенные средства окупятся в течение 3 - 5 лет. Программастроительства газотурбинных электростанций может быть осуществленав короткие сроки (длительность цикла от принятия решения об ихсооружении до пуска в эксплуатацию составляет 9 - 12 месяцев). Результатом сооружения газотурбинных электростанций напопутном нефтяном газе будет снижение объемов сжигания газа вфакелах в целом по области примерно в два раза при практическиполной утилизации на месторождениях, где будут находитьсяэлектростанции. Снизится нагрузка на окружающую среду, что найдетотражение в улучшении экологической ситуации в районах добычинефти. Сократится плата за нарушения экологии и неполноеиспользование ресурсов попутного нефтяного газа. Уровеньобеспечения спроса на электроэнергию в нефтяной промышленностиТомской области за счет собственного производства может составитьдо 50 - 55 процентов. В результате приближения источниковэлектроэнергии к ее потребителям существенно возрастет надежностьэлектроснабжения нефтепромыслов и сократятся потери электроэнергиив сетях. 5.8. Анализ потребления различных видов моторного топлива Снабжением потребителей моторным топливом на территорииТомской области занимается в основном ОАО "Томскнефтепродукт" ().Нефтепродукты в область преимущественно завозятся с Омского НПЗ,отдельные партии поступают с Ачинского и Ангарскогонефтеперерабатывающих заводов. Север области снабжаетсяавтомобильным бензином и дизельным топливом, полученным врезультате газопереработки на установках ОАО "Сургутгазпром". Потребление моторного топлива в области с 1990 года снизилосьболее чем в два раза (). В 2006 году по потреблению моторноготоплива на душу населения (около 337 кг/чел.) Томская областьпримерно в 1,2 раза превышает среднероссийские показатели (285кг/чел.). При этом потребление автомобильного бензина на душунаселения в Томской области (около 141 кг/чел.) примерно в 1,3 разавыше среднего показателя по Российской Федерации (около 105кг/чел.), что, видимо, обусловлено более развитой дорожной сетью,состоянием автомобильных дорог, и, соответственно, моторизациейнаселения. Удельное использование дизельного топлива (около 172 кг/чел.)примерно на 15 процентов больше среднероссийского уровняпотребления (около 150 кг/чел.), но на 6 процентов меньше величинысреднего удельного потребления дизельного топлива в Сибирскомфедеральном округе (183 кг/чел). Удельное потребление керосина в Томской области в 2006 г.составило порядка 19 кг/чел., что на 30 процентов меньшесреднероссийских показателей (около 27 кг/чел.) и на 44 процентаниже аналогичного среднего показателя по Сибирскому федеральномуокругу (порядка 34 кг/чел.). Это, прежде всего, говорит о невысокойинтенсивности авиаперевозок в области. Рисунок 5.8. Схема размещения основных объектов ОАО "Томскнефтепродукт" Рисунок не приводится. Удельное потребление мазута в области продолжает снижаться и в2006 г. составило порядка 26 кг/чел., что в 4,8 раза ниже среднихпоказателей по стране (около 126 кг/чел.) и в 4,6 раза поСибирскому федеральному округу (118,5 кг/чел.), что отражает низкийуровень его использования, в основном определяющийся высокой ценойи сложностью доставки к местам потенциального потребления. Таблица 5.13. Потребление моторного топлива и топочного мазута в Томской области в 1990 - 2006 годах, тыс. т+---------------------+--------------------------------------------------------------+| Наименование | Годы |+---------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+| | 1990 | 1995 | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 |+---------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+| Автобензины | 236,8| 249,2| 150,3| 153,6| 156,8| 160,1| 168,3| 164,2| 145,7|+---------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+| Дизельное топливо | 426,0| 251,4| 183,7| 182,7| 182,0| 180,7| 182,0| 168,7| 177,9|+---------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+| Керосин | 142,8| 60,8 | 17,5 | 18,3 | 20,6 | 23,0 | 23,1 | 20,7 | 19,7 |+---------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+| Компримированный | 1,3 | 0,1 | 1,4 | 1,3 | 1,2 | 1,1 | 1,0 | 3,4 | 5,0 || газ | | | | | | | | | |+---------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+| Сжиженный газ | 0,4 | 0,5 | 0,1 | 0,1 | 0,6 | 1,0 | 0,9 | 0,8 | 1,5 |+---------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+| Всего моторное | 817,2| 564,8| 353,1| 356,1| 361,3| 366,0| 375,4| 357,9| 349,9|| топливо | | | | | | | | | |+---------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+| Мазут топочный | 218,3| 88,9 | 61,1 | 56,7 | 52,0 | 47,4 | 36,3 | 28,5 | 26,4 |+---------------------+------+------+------+------+------+------+------+------+------+ В Томской области (по состоянию на 2006 год) имеются 2автогазонаполнительных компрессорных станции в г. Томске и в пос.Зональном, а также 9 автогазозаправочных станций, из них две - вТомске, ведутся работы по строительству еще нескольких станций. Таким образом, в 2006 году доли в балансе моторных топливТомской области распределились следующим образом (рисунок 5.9 неприводится). Рисунок 5.9. Доля отдельных видов моторного топлива в их общем потреблении в Томской области в 2006 году Рисунок не приводится. При разработке перспективных балансов различных видовмоторного топлива учитывались географическое положение Томскойобласти, перспективная структура автомобильного парка. Кроме того,необходимо учесть и то, что в период экономического кризиса 90-хгодов в структуре нефтепродуктов наиболее сильно снизилосьпотребление дизельного топлива. В структуре пассажирского транспорта можно ожидать увеличениедоли автомобилей с дизельным двигателем. Безусловно, перспективнымявляется и увеличение использования газомоторного топлива. В отношении потребления керосина, скорее всего, будет иметьместо тенденция увеличения его потребления к 2020 году в 1,5 - 1,7раза с соответствующим ростом спроса на авиакеросины. Учитывая вышесказанное, к 2020 году относительные долинефтепродуктов в общем потреблении моторного топлива могут бытьследующими: автобензины - 34 процента; дизельное топливо - 50 процентов; керосины - 6 процентов. Оставшаяся десятипроцентная доля, по прогнозам, будетприходиться на газовое топливо ( не приводится), чтокорреспондируется с принципами, заложенными в Энергетическойстратегии России на рассматриваемую перспективу до 2020 года. Рисунок 5.10. Прогноз структуры потребления моторного топлива в Томской области к 2020 году Рисунок не приводится. Таким образом, прогнозируется тенденция к постепенномуповышению объемов потребления моторного топлива, что соответствуетросту производства в промышленной сфере и сфере услуг, а такжетемпам увеличения потребления моторного топлива населением (рисунок5.11 не приводится). Рисунок 5.11 Динамика и прогноз потребности Томской области в моторном топливе, тыс. т Рисунок не приводится. Кроме традиционных видов моторного топлива (бензина,дизельного топлива и авиационного керосина), как уже было сказановыше, более заметное место должно занять газовое топливо, в данномслучае это сжиженный и компримированный природный газ. Доля участиягазомоторного топлива в балансе моторного топлива области к 2020году должна составить примерно 10 процентов ( не приводится). Динамика внутреннего энергопотребления любого региона, какправило, определяется: будущим развитием экономики; сложившимися тенденциями энергопотребления в последние годы; политикой энергосбережения и особенностями внедренияэнергосберегающих технологий. 5.9. Газоснабжение и газификация Начиная с 2002 года газификация области осуществлялась врамках Схемы газификации Томской области до 2020 года, всоответствии с которой предполагалось построить 1751 кммежпоселковых и 2340 км распределительных газопроводов,газифицировать 210 населенных пунктов, обеспечив приростпотребления газа - 646 млн куб. м. Действующая Схема газификации Томской области до 2020 годаподготовлена ЗАО "Лорес". Ее основная цель состоит в определенииосновных направлений развития газификации и обосновании инвестицийв строительство объектов газификации на территории Томской области. За последние шесть лет в Томской области построено 452,92 кмгазопроводов, однако, несмотря на очевидный прогресс, темпыразвития газификации нельзя считать достаточными для удовлетворениявнутренней потребности области в экологически чистом виде топлива.На территории области на 1 января 2007 года построено и находится вэксплуатации около 290 км газопроводов-отводов, 817 кмраспределительных сетей (таблица 5.14). Таблица 5.14. Основные показатели газификации Томской области за 2000 - 2006 годы+-------------------+-------+----------------------------------------------------------------------------------+| | | Томская область || Основные | Ед. | || показатели | изм. | || газификации | | || | +-----------+----------------------------------------------------------------------+| | | всего на | в том числе по годам || | | 01.01.2007| || | | +---------+---------+---------+---------+-------+---------+------------+| | | | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 | 2006 |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+-------+---------+------------+| I. Природный газ |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| 1. Газовые сети | | | | | | | | | |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| построено | км | 842,23 | 95,22 | 88,2 | 51,07 | 153,2 | 106,6 | 31,03 | 22,82 |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| введено в | км | 816,65 | 63,61 | 89,1 | 51,07 | 143,2 | 94,0 | 31,03 | 19,84 || эксплуатацию | | | | | | | | | |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| 2. Газифицировано | | | | | | | | | |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| предприятий | шт. | 175 | 4 | 5 | 9 | 8 | 7 | 57 | 38 |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| котельных | шт. | 48 | 4 | 5 | 4 | 2 | 2 | 3 | 2 |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| общ. зданий | шт. | 180 | 5 | 17 | 19 | 5 | 7 | 57 | 38 |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| квартир (всего) в | кв. | 21260 | 1215 | 924 | 1040 | 1074 | 1176 | 614 | 774 || т.ч. переведено | | | | | | | | | || на природный газ | кв. | 12807 | 860 | 336 | 393 | 818 | 624 | - | - || от групповых | | | | | | | | | || резервуарных | | | | | | | | | || установок | | | | | | | | | |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| 3. Реализация | млн | | 1405,1 | 1499,2 | 1558,1 | 1854,2 | 1801,4 | 1499,1 | 1413,3 || газа | куб. м| | | | | | | | |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| в т.ч. населению | млн | | 6,6 | 8,2 | 9,1 | 11,9 | 16,0 | 22,9 | 34,1 || | куб. м| | | | | | | | |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| бюджетным | млн | | 44,6 | 48,0 | 46,0 | 46,7 | 49,6 | 24,3 | 2,4 || организациям | куб. м| | | | | | | | |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| прочим | млн | | 1353,9 | 1443,0 | 1503,0 | 1795,6 | 1735,8 | 1451,9 | 1376,7 || потребителям | куб. м| | | | | | | | |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| 4. Рост объема | млн | | -3,2 | 94,1 | 58,9 | 296,1 | -52,8 | -302,3 | -85,8 || газопотребления | куб. м| | | | | | | | |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| II. Сжиженный газ |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| 1. Газовые сети | км | 20,78 | - | - | - | - | - | - | - |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| 2. Газифицировано | кв | 52511 | 112 | 163 | 129 | - | - | - | - || квартир | | | | | | | | | |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| от ГРУ | кв | 9830 | - | - | - | - | - | - | - |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| от газобаллонных | кв | 42681 | 112 | 163 | 129 | - | - | - | - || установок | | | | | | | | | |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| 3. Реализовано | тыс. т| | 6,351 | 6,820 | 7,421 | 7,304 | 15,798 | 4,778 | 5,458 || сжиженного | | | | | | | | | || углеводородного | | | | | | | | | || газа | | | | | | | | | |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| в т.ч. населению | тыс. т| | 5,647 | 5,437 | 5,492 | 5,170 | 9,000 | 4,214 | 4,605 |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+| 4. Рост объема | тыс. т| | н.д. | 0,469 | 0,601 | -0,117 | 8,494 | -11,02 | 0,68 || газопотребления | | | | | | | | | |+-------------------+-------+-----------+---------+---------+---------+---------+---------+---------+----------+ Уровень газификации Томской области по состоянию на 1 января2006 года был равен 37,1 процента, уровень газификации природнымгазом - 6,3 процента. Коэффициент среднегодовой загрузкигазопроводов-отводов - 0,255. По состоянию на 2006 год потреблениегаза в Томской области составило 2574,2 млн куб. м, что в 1,5 разавыше, чем в 2000 году. Анализ использования природного газа отраслевыми комплексами в2005 году показывает, что основной его расход приходится навыработку электроэнергии и тепла в энергетике (около 71 процента),прочими отраслями промышленности потребляется до 14 процентов газа,лишь 1 процент используется в агропромышленном комплексе.Чрезвычайно низкая доля использования природного газакоммунально-бытовыми потребителями и населением (0,6 процента).Основное потребление природного газа приходится на города Томск иСеверск (95,6 процента), что свидетельствует о достаточно слабойгазификации сельских районов области. Низкий уровень газификации в области и особенно малые объемыпотребления газа населением вызваны слабым развитием системыгазоснабжения, что особенно актуально для районов области. Внастоящие время значительная часть населения области, особенно всельской местности, проживает в индивидуальных домах, используядрова для отопления, а сжиженный газ - для приготовления пищи.Различия в условиях жизни населения г. Томска и районов областивоспринимаются обществом как нарушение принципов социальнойсправедливости. Дальнейшее развитие газификации позволитзначительно улучшить социально-бытовые условия жизни населениясельских районов, повысить уровень комфортности жилища, сократитьсуществующее в настоящее время социальное неравенство территорий. Вместе с тем произошедшие в последнее время изменения вценовой и тарифной политике требуют выработки новых подходов вразвитии газификации региона с учетом условий, определенныхПрограммой социально-экономического развития Томской области до2020 года. В территориальном разрезе углубление газификации областицелесообразно на социально и экономически значимых направлениях.При этом на первый план выходит оценка экономических последствийпринятия решений, когда в условиях роста цен на топливо населениедолжно в полном объеме оплачивать коммунальные услуги тепло- игазоснабжения. Таким образом, выбор направления использованияприродного газа для каждого населенного пункта области долженопределяться конкретными условиями: техническим состояниемоборудования и эффективностью функционирования энергосистемы,целесообразностью реконструкции, готовностью потребителей к приемугаза. В газифицированных районах (Александровский, Колпашевский,Парабельский, Каргасокский, Молчановский, Кривошеинский, Шегарский,Кожевниковский, Томский) дальнейшее развитие газификации связано, содной стороны, с необходимостью увеличения загрузки действующихгазопроводов-отводов и распределительных сетей за счетприсоединения новых потребителей, с другой - с повышениемэффективности использования природного газа. Наиболее проблемными для области являются малые локальныерынки тепловой энергии, которые создают непропорционально большуюэкономическую нагрузку по обеспечению теплоснабжения. На долюмуниципальных котельных - основных потенциальных потребителей газав районах Томской области - приходится 25 - 35 процентовпотребляемых энергетических ресурсов. Ликвидация избыточной мощности энергоисточников исверхнормативных непроизводительных потерь в инженерныхкоммуникациях может быть достигнута посредством разукрупнения идецентрализации систем теплоснабжения. При этом наиболееэффективным решением является использование природного сетевогогаза конечными потребителями, что позволяет в большинстве случаевперейти на автономное и поквартирное отопление, отказавшись отцентрализованного обеспечения тепловой энергией, тем самым исключивзатраты на проектирование, строительство и самое главное -дальнейшую эксплуатацию и ремонт тепловых сетей большойпротяженности. Это существенно снизит затраты бюджетов всех уровнейна содержание инфраструктуры муниципальных образований иобеспечение социальных гарантий населения по оплате бытовых услуг,а систему теплоснабжения сделает более надежной. Основным направлением развития газотранспортной системы игазификации г. Томска является формирование единого рынка тепла,газа и электроэнергии при разумном сочетании централизованного идецентрализованного энергоснабжения. Достижение наибольшего эффектаот газификации может быть достигнуто только при использованииприродного сетевого газа конечными потребителями и совместномпроизводстве тепловой и электрической энергии на основекогенерации. Для города Томска развитие децентрализованноготеплоснабжения на базе локальных газовых котельных являетсяразумным решением проблемы жилищного строительства в районахперспективной застройки, удаленных от основных энергоисточников. Развитие газификации города Томска должно сопровождатьсяповышением надежности газоснабжения, для чего целесообразноосуществить закольцовку магистрального газопровода, строительствогазопроводов-перемычек, реконструкцию существующейгазораспределительной станции "Апрель" с увеличением мощности ивыводом на нее в перспективе южной ветки городского газопровода. В городе Томске эксплуатируются групповые установки сжиженногогаза, введенные в эксплуатацию в период 1966 - 1973 годов, которыевыработали свой ресурс и требуют замены либо ликвидации. Переводпотребителей сжиженного газа на природный сетевой газ решает этупроблему. Перспективы газификации остальных районов областинепосредственно связаны с решением проблемы совершенствованиябаланса котельно-печного топлива муниципальных образований за счетвовлечения в баланс местных ресурсов (торфа и дров, включая отходыдеревообработки) и максимально возможного сокращения потреблениясырой нефти, а где это экономически целесообразно - увеличения долииспользования угля. Экономически нецелесообразна газификацияПервомайского, Зырянского, Верхнекетского и Тегульдетского районовввиду удаленности от магистрального газопровода и незначительныхобъемов потребления топлива, возможности доставки угля до местхранения и перевалочных пунктов по железнодорожной ветке Асино -Белый Яр. Огромные воспроизводимые запасы низкосортной древесины,возрастающие объемы отходов лесопереработки в перспективе могутстать важным фактором развития топливной базы коммунальнойэнергетики этих районов. Вместе с тем, согласно Инвестиционному проекту газификацииТомской области до 2020 года, подготовленному ОАО "Промгаз",планировалось строительство газопровода-отвода протяженностью 75 кмк д. Тихомировка от магистрального газопровода Парабель - Кузбасс(место подключения - район ТНХК), от которой газ предполагалосьподавать потребителям Асиновского и Зырянского районов. При существующей тарифной политике в газовой отраслистроительство газопровода не является инвестиционно привлекательнымпроектом. Необходимость значительных капиталовложений при низкомуровне рентабельности (в соответствии с ПостановлениемПравительства Российской Федерации допускается инвестиционнаянадбавка в размере 20 процентов от тарифа на транспортировку)требует привлечения средств ОАО "Газпром" либо участия областногобюджета. Реализация проекта газификации связана с определеннымирисками возврата инвестиций, так как предполагаемый уровень оплатыпоставок газа различными группами потребителей не являетсядостаточным. Вместе с тем газификация районов создает предпосылкидля экономического роста за счет системного эффекта по отдельнымнаправлениям использования газа. Эффективность проекта во многомсвязана с увеличением потребления газа в перспективе крупнымицеллюлозно-бумажными и деревообрабатывающими предприятиями. -------------------------------- <1> - Правительства Российской Федерации от 3 мая 2001 года N335 "О порядке установления специальных надбавок к тарифам натранспортировку газа газораспределительными организациями дляфинансирования программ газификации". Решение проблемы выбора топлива в Бакчарском районенепосредственно связано с разработкой железорудного месторождения итехнологией дальнейшей переработки руды. В настоящее время нетпредпосылок газификации района ввиду малых объемов газопотребленияи значительной удаленности от магистрального газопровода. Актуальность проблемы топливоснабжения Чаинского районаобусловлена, с одной стороны, значительными объемами потреблениясырой нефти в качестве котельно-печного топлива, с другой - сложнойтранспортной схемой доставки твердого топлива водным путем доКолпашева с последующей перегрузкой, что требует значительногоединовременного отвлечения денежных средств бюджета. Выходом из сложившейся ситуации является строительствогазопровода до с. Подгорное, что позволит в значительной степенирешить стоящие перед районом экономические и социальные задачи. Проект газификации г. Колпашево и с. Тогур находится в стадииреализации. Строительство первой очереди - газопровода-отвода,автоматической газораспределительной станции, распределительныхсетей и первых 14 котельных закончено к концу 2007 года. Компримированный и сжиженный природный газ должны найтиприменение при газификации удаленных от магистрального газопроводапотребителей. Внедрение эффективных криогенных технологий сиспользованием сжиженного природного газ в жилищно-коммунальномкомплексе позволит в перспективе обеспечить газификацию населенныхпунктов, удаленных от газовых сетей. Сжиженный природный газвозможно использовать в качестве топлива как для источниковцентрализованного теплоснабжения (котельных), так и для организациипоквартирного теплоснабжения населения в семи районах Томскойобласти, расположенных в радиусе до 200 км и не имеющихтрубопроводного транспорта газа. Решение данной задачи являетсяновым перспективным направлением дальнейшего развития газификацииТомской области. Кроме того, использование компримированного природного газа исжиженного природного газа даст новый импульс переводуавтомобильной и тракторной техники на газомоторное топливо. 5.10. Повышение энергетической безопасности и надежности функционирования систем электроэнергетики и теплоснабжения Анализ энергетической безопасности Томской области в частиобеспечения потребителей теплом, электроэнергией и требуемымивидами топлива показал, что в настоящее времятопливно-энергетический комплекс региона находится в предкризисномсостоянии. Среди основных индикаторов такого состояния следуетотметить дефицит электроэнергии (36 процентов), высокую долюприродного газа в топливно-энергетическом комплексе региона (62процента), зависимость региона от условий ввоза угля и моторноготоплива и другие показатели (надежность тепло- и топливоснабжения). Для вывода энергетического хозяйства области из предкризисногосостояния необходимо: 1. Обновление основных производственных фондов вэлектроэнергетике и в системах теплоснабжения (в электроэнергетикеизнос генерирующего, передающего и распределительного оборудованиясоставляет сегодня около 40 процентов, в системах теплоснабжениятребуется замена около 50 процентов всех тепловых сетей области икотельных на угле). 2. Заметное увеличение суммарной установленной мощностиэлектрогенерирующих мощностей на территории области вследствие: наблюдаемого сегодня и ожидаемого в перспективе до 2020 годароста потребностей в электроэнергии; постепенного (но довольно быстрого) перехода соседних регионов(Кемеровская область, Красноярский край) из состояния избыточностив состояние дефицитности по электроэнергии; вывода в 2008 году из эксплуатации ядерных реакторов на АЭСФГУП "СХК". 3. Повышение надежности работы дизельных электростанций визолированных и труднодоступных районах. 4. Совершенствование систем теплоснабжения, т.к. в ближайшиегоды должен появиться дефицит теплогенерирующих мощностей, вкоторых имеет место также снижение надежности и качества снабженияпотребителей тепловой энергией, перерасход топлива (особенно наугольных котельных). 5. Решение проблемы резервного и пикового топлива в особохолодные дни обычных зим и в особо холодные зимы из-за слишкомвысокой степени сезонной неравномерности потребления газа(доминирующего вида потребляемых топливно-энергетических ресурсов вТомской области). Наличие указанной сезонной неравномерности весьмаотрицательно сказывается и на экономичности функционированияобъектов газовой отрасли области. Нужны радикальные меры посглаживанию такой неравномерности. 6. Комплексное решение вопросов энергосбережения. 7. Среди проблем повышения уровня энергетической безопасностии надежности работы всех отраслей ТЭК области решение проблемыадаптивности хода текущего развития с планами развития, что требуеторганизации мониторинга энергетической безопасности области свыделением: принципа этапности при реализации конкретных направлений поопределенным временным этапам с обеспечением преемственности задачи действий; в данном случае в соответствии с целями работы должныбыть два этапа - с 2008 года по 2012 год и с 2012 года по 2020 год; принципа баланса интересов - соблюдение в рассматриваемойдеятельности баланса интересов: государства в целом, области, еемуниципальных образований; производителей и потребителейтопливно-энергетических ресурсов; принципа интеграции - координация и взаимодействие с системамиобеспечения других видов региональной безопасности, с системамиобеспечения энергетической безопасности других регионов Сибири, атакже с подобными общероссийскими системами; принципа приоритетности при реализации конкретных направлений; принципа устойчивости (инвариантности) решений - принятие,прежде всего, таких решений, чтобы они были рациональны иреализуемы при разных ситуациях, разных возможных сценариях внешнихусловий, то есть инвариантны относительно этих ситуаций и условий; принципа многоцелевого назначения - отбор для реализации повозможности таких мер (проектов, решений и т.п.), которые быудовлетворяли, наряду с требованиями энергетической безопасности,также требованиям экономической эффективности и экологическойбезопасности. 5.11. Энергопотребление Прогноз потребности области в энергоносителях был выполнен сучетом разных вариантов энергосбережения. Пессимистический сценарийразвития экономики сочетается с умеренным энергосбережением, астратегический - с высоким. На долю изменений в структурепромышленного производства к 2020 году будет приходиться примерно20 процентов экономии электроэнергии, 30 процентов экономиикотельно-печного топлива и 10 процентов экономии моторного топлива. Конечное потребление всех видов энергоресурсов в обозримомбудущем будет возрастать (). Электропотребление. В 2005 году потребление электроэнергии вобласти составило 8,513 млрд кВт.ч, что на 13 процентов превышаетуровень 2000 года ( не приводится). При этом средние за пятилетку2001 - 2005 годов темпы роста потребления составили 3,6 процента вгод. При этом рост электропотребления в последнюю пятилетку былсущественно неравномерен - с ежегодными темпами от 0,1 процента в2002 году до 6,9 процента в 2004 году. Отчетное значениепотребления в 2006 году - 8,602 млрд кВт.ч (рост - 1 процент куровню 2005 года). Таблица 5.15. Прогноз конечного потребления топливно-энергетических ресурсов на перспективу до 2020 года+---------------------------------------------+------------------------------------+| | Годы: || Показатель | || +-------+---------+---------+--------+| | 2005 | 2010 | 2015 | 2020 || | факт | прогноз | прогноз | прогноз|+---------------------------------------------+-------+---------+---------+--------+| Электроэнергия, млрд кВт.ч | 8,513 | 9,4 - | 10,4 - | 11,5 - || | | 10,4 | 13,93 | 16,9 |+---------------------------------------------+-------+---------+---------+--------+| Тепловая энергия, млн Гкал | 12,304| 12,89 - | 14,26 - | 16,07 -|| | | 13,01 | 15,65 | 18,35 |+---------------------------------------------+-------+---------+---------+--------+| Котельно-печное топливо <*>, млн т у.т. | 2,49 | 2,46 - | 2,57 - | 2,68 - || | | 2,6 | 2,8 | 3 |+---------------------------------------------+-------+---------+---------+--------+| в том числе: уголь | 0,396 | 0,35 - | 0,34 - | 0,34 - || | | 0,4 | 0,42 | 0,45 |+---------------------------------------------+-------+---------+---------+--------+| газ <**> | 1,645 | 1,7 - | 1,83 - | 1,95 - || | | 1,75 | 1,9 | 2,1 |+---------------------------------------------+-------+---------+---------+--------+| Моторное топливо, млн т | 0,35 | 0,37 - | 0,44 - | 0,48 - || | | 0,425 | 0,485 | 0,52 |+---------------------------------------------+-------+---------+---------+--------+ Примечание: <*> - Без учета потребления топлива, идущего на преобразованиев другие виды энергоносителей (электроэнергия, тепло); <**> - Без учета собственных нужд и потерь ресурсов природногои попутного нефтяного газа. Рисунок 5.12. Динамика электропотребления Томской области, млрд кВт.ч Рисунок не приводится. В стратегическом сценарии потребление электроэнергии к 2010году увеличится по сравнению с 2005 годом на 22 процента и составитдо 10,4 млрд кВт.ч ( не приводится). В 2020 году потреблениеэлектроэнергии составит до 16,9 млрд кВт.ч, т.е. практически в 2раза выше потребления в 2005 году. Повышенные темпы ростапотребления электроэнергии в период после 2010 - 2012 годов связаныс реализацией крупных проектов по наращиванию производств внефтехимической и деревообрабатывающей промышленности, а такжеБакчарского горно-металлургического комплекса. КонсультантПлюс: примечание. В официальном тексте документа, видимо, допущена опечатка:имеется в виду рисунок 5.13, а не 3.13. Рисунок 3.13. Динамика электропотребления Томской области на перспективу до 2020 года Рисунок не приводится. В пессимистическом варианте электропотребление в областиувеличится к 2010 году до 9,4 млрд кВт.ч, а в 2020 году составит11,5 млрд кВт.ч (рост в 1,35 раза относительно уровня 2005 года). В целом приведенные прогнозы дают достаточно широкий диапазонуровней потребления электроэнергии, охватывающий предполагаемыеварианты развития хозяйственного комплекса Томской области в периоддо 2020 года. Потребление тепловой энергии. Анализ сводных показателейпотребления тепловой энергии показывает, что по сравнению с 2005годом уровни централизованного потребления возрастут к 2020 году на30 - 49 процентов и достигнут 16,07 - 18,35 млн Гкал ( неприводится). В реалистичном варианте темпы роста теплопотребления впромышленности составляют порядка 200 - 300 тыс. Гкал в год. В промышленности существенный прирост теплопотребленияожидается в химическом комплексе и, возможно, в машиностроении ичерной металлургии. Рост жилищно-коммунального сектора приведет кросту выпуска строительных материалов, конструкций и потреблениютепловой энергии. Стабильное увеличение спроса на тепловую энергиюожидается в пищевой и легкой промышленности. На современном уровнесохранится потребность в тепловой энергии СХК. Благодаря развитию в области малого бизнеса, торговли, сферыуслуг, расширению жилищного строительства в непроизводственнойсфере возможен рост потребности в тепловой энергии на 10 - 30процентов. Рисунок 5.14. Потребление тепловой энергии Томской области на перспективу до 2020 года, млн Гкал Рисунок не приводится. Потребление котельно-печного топлива. Потреблениекотельно-печного топлива, непосредственно используемого впромышленных печах, мелких котельных и населением, за последние 10лет сократилось более чем в 2 раза. После преодоления спадапромышленного производства спрос на котельно-печное топливо будетрасти в основном за счет природного газа. В стратегическом сценарии конечное потреблениекотельно-печного топлива в 2020 году возрастет по сравнению с 2005годом и составит около 3 млн т у.т. Для пессимистического сценарияэтот уровень ниже стратегического на 10 процентов. Основноепотребление приходится на природный газ, уровни потреблениякоторого определяются темпами развития предприятий по переработке(ОАО "Томскнефтехим" и ЗАО "Метанол") и газификацией населения икотельных (ОАО "Томскоблгаз"). Возможности роста потребления углябудут связаны с темпами освоения собственных ресурсов бурого угляТаловского месторождения. Моторное топливо. К 2020 году потребность в моторном топливедолжна увеличиться даже по сравнению с 2005 годом на 32 - 49процентов. Наиболее высокие темпы роста будут на водном и воздушномтранспорте, которые наиболее сильно пострадали в ходереформирования экономики в 90-е годы. Для решения продовольственной проблемы предполагается удвоениепоставок топлива для сельского хозяйства. С учетом ожидаемогоприроста легкового транспорта и увеличения сети дорог возможен ростспроса на топливо со стороны населения и сферы коммунальногохозяйства. Суммарный спрос на моторное топливо к 2020 году можетсоставить около 520 тыс. тонн. Для пессимистического сценария объемы прироста спроса намоторное топливо по сравнению со стратегическим сценарием могутоказаться ниже на 12 - 17 процентов. Объем спроса на светлыенефтепродукты на уровне 2020 г. может составить 460 тыс. тонн. 5.12. Цены и тарифы на топливно-энергетические ресурсы Основными видами органического топлива, используемого вэлектроэнергетике и теплоснабжении Томской области, являются угольи газ. В небольших объемах применяются мазут и нефть. Существующиецены на различные виды топлива свидетельствуют о приоритетностииспользования газа и местного топлива (дров). Согласно прогнозам, предполагается совершенствование ценовогорегулирования на продукцию естественных монополий. В рамках данногорегулирования будут проводиться следующие мероприятия: приведение уровня цен и тарифов в соответствие с реальнымизатратами, на основе обеспечения прозрачности учета и контроляиздержек; создание экономических стимулов для повышения эффективностипотребления топливно-энергетических ресурсов; сокращение перекрестного субсидирования отдельных отраслей икатегорий потребителей; усиление роли государственных органов в осуществленииинвестиционных программ и регулировании финансовых потоков всоответствии с действующим законодательством. В расчетных вариантах использовались прогнозные цены натопливно-энергетические ресурсы ( - ). Себестоимость выработки электроэнергии на АЭС принята 35,1коп./кВт.ч и тепла - 140 руб./Гкал. В 2006 году себестоимость электроэнергии в целом по ОАО"Томскэнерго" (Томскому филиалу ОАО "ТГК-11") составляла 58коп./кВт.ч, а стоимость электроэнергии, передаваемой на ФОРЭМ, -32,3 - 37,1 коп./кВт.ч. Для ТЭЦ ФГУП "СХК" себестоимостьэлектроэнергии составляла 89 коп./кВт.ч, а стоимостьэлектроэнергии, передаваемой на ФОРЭМ, - 47 коп./кВт.ч. Исходя из этих соотношений, приняты следующие показателиполучения электроэнергии с НОРЭМ: 2010 год - 70 коп./кВт.ч; 2015год - 100 коп./кВт.ч; 2020 год - 120 коп./кВт.ч. Таблица 5.16. Прогноз цены на природный газ для потребителей Томской области до 2020 года, руб./тыс. куб. м (без НДС)+-------------------------+-------------------+---------+--------+--------+--------+| | Группы | | | | || Газораспределительная | потребителей по | 2007 г. | 2010 г.| 2015 г.| 2020 г.|| организация | объему | факт | прогноз| прогноз| прогноз|| | потребления, млн | | | | || | куб. м/год | | | | |+-------------------------+-------------------+---------+--------+--------+--------+| ОАО "Томскоблгаз" | свыше 100 | 1459,67 | 2878 - | 3851 - | 5153 - || | | | 2888 | 5045 | 7762 || +-------------------+---------+--------+--------+--------+| | от 10 до 100 | 1489,67 | 2914 - | 3899 - | 5218 - || | | | 2927 | 5105 | 7854 || +-------------------+---------+--------+--------+--------+| | до 10 | 1527,38 | 2959 - | 3960 - | 5300 - || | | | 2976 | 5180 | 7970 || +-------------------+---------+--------+--------+--------+| | население | 1193,92 | 2266 - | 3032 - | 4058 - || | | | 2284 | 3958 | 6090 |+-------------------------+-------------------+---------+--------+--------+--------+| ОАО "Восточная | свыше 100 | 1454,80 | 2872 - | 3843 - | 5143 - || межрегиональная | | | 2882 | 5035 | 7747 || газовая компания" | | | | | || +-------------------+---------+--------+--------+--------+| | от 10 до 100 | 1488,74 | 2913 - | 3898 - | 5216 - || | | | 2926 | 5103 | 7851 || +-------------------+---------+--------+--------+--------+| | до 10 | 1531,18 | 2964 - | 3967 - | 5308 - || | | | 2981 | 5187 | 7981 || +-------------------+---------+--------+--------+--------+| | население | 1193,92 | 2266 - | 3032 - | 4058 - || | | | 2284 | 3958 | 6090 |+-------------------------+-------------------+---------+--------+--------+--------+| ООО "Сибгазснабсервис" | свыше 100 | 1432,86 | 2845 - | 3808 - | 5095 - || | | | 2853 | 4991 | 7680 || +-------------------+---------+--------+--------+--------+| | от 10 до 100 | 1467,63 | 2887 - | 3864 - | 5171 - || | | | 2898 | 5061 | 7787 || +-------------------+---------+--------+--------+--------+| | до 10 | 1515,40 | 2945 - | 3941 - | 5274 - || | | | 2960 | 5156 | 7933 || +-------------------+---------+--------+--------+--------+| | население | 1206,60 | 2281 - | 3053 - | 4086 - || | | | 2300 | 3983 | 6129 |+-------------------------+-------------------+---------+--------+--------+--------+| ЗАО "Русский Проект" | свыше 100 | 1433,18 | 2846 - | 3808 - | 5096 - || | | | 2854 | 4992 | 7681 || +-------------------+---------+--------+--------+--------+| | от 10 до 100 | 1458,10 | 2876 - | 3848 - | 5150 - || | | | 2886 | 5042 | 7757 || +-------------------+---------+--------+--------+--------+| | до 10 | 1489,73 | 2914 - | 3900 - | 5219 - || | | | 2927 | 5105 | 7854 || +-------------------+---------+--------+--------+--------+| | население | 1166,54 | 2233 - | 2988 - | 3999 - || | | | 2248 | 3904 | 6006 |+-------------------------+-------------------+---------+--------+--------+--------+ Примечание: Поставщик природного газа - филиал ООО"Новосибирскрегионгаз" в Томской области "Томскрегионгаз". Таблица 5.17. Прогноз средних цен на мазут и дизельное топливо для промышленных предприятий Томской области на период до 2020 года, руб./т (без НДС)+--------------------------+--------+---------+---------+---------+| Вид топлива | 2007 г.| 2010 г. | 2015 г. | 2020 г. || | факт | прогноз | прогноз | прогноз |+--------------------------+--------+---------+---------+---------+| Мазут | 6000 | 7248 - | 9699 - | 12979 - || | | 7770 | 11955 | 18395 |+--------------------------+--------+---------+---------+---------+| Дизельное топливо | 18800 | 22709 - | 30390 - | 40668 - || | | 24347 | 37460 | 57637 |+--------------------------+--------+---------+---------+---------+ Таблица 5.18. Прогноз средних цен на сжиженный газ для потребителей Томской области на период до 2020 года, руб./т (без НДС)+--------------------------+--------+---------+---------+---------+| Потребители | 2007 г.| 2010 г. | 2015 г. | 2020 г. || | факт | прогноз | прогноз | прогноз |+--------------------------+--------+---------+---------+---------+| Транспорт | 14530 -| 17551 - | 23487 - | 31431 - || | 15380 | 19918 | 30646 | 47152 |+--------------------------+--------+---------+---------+---------+| Население (групповые | 9220 - | 14022 - | 18765 - | 25112 - || установки) | 9580 | 18711 | 28789 | 44296 |+--------------------------+--------+---------+---------+---------+ Таблица 5.19. Прогноз цен на уголь в Томской области на период до 2020 года, руб./т (с НДС)+--------------------------+--------+---------+---------+---------+| Группа потребителей | 2007 г.| 2010 г. | 2015 г. | 2020 г. || | факт | прогноз | прогноз | прогноз |+--------------------------+--------+---------+---------+---------+| Промышленность | 857 | 1035 - | 1385 - | 1854 - || | | 1110 | 1708 | 2627 |+--------------------------+--------+---------+---------+---------+| Население | 947 - | 1144 - | 1531 - | 2049 - || | 1135 | 1470 | 2262 | 3480 |+--------------------------+--------+---------+---------+---------+ Таблица 5.20. Прогноз цен на дрова в Томской области на период до 2020 года, руб./т (с НДС)+----------------------------------+--------+---------+---------+---------+| Группа потребителей | 2007 г.| 2010 г. | 2015 г. | 2020 г. || | факт | прогноз | прогноз | прогноз |+----------------------------------+--------+---------+---------+---------+| Население (минимальные цены) | 212 | 256 - | 343 - | 459 - || | | 275 | 422 | 650 |+----------------------------------+--------+---------+---------+---------+| Население (максимальные цены) | 603 | 728 - | 975 - | 1304 - || | | 781 | 1202 | 1849 |+----------------------------------+--------+---------+---------+---------+ Таблица 5.21. Прогноз цен на основные виды топлива для промышленных потребителей Томской области до 2020 года, руб./т у.т. (без НДС)+------------+----------------+----------------+--------+--------+--------+--------+| Вид топлива| Группа | Границы цены | 2007 г.| 2010 г.| 2015 г.| 2020 г.|| | | | факт | прогноз| прогноз| прогноз|+------------+----------------+----------------+--------+--------+--------+--------+| Природный | от 10 до 100 | нижняя | 1249 | 2443 | 3268 | 4374 || газ <*> | млн куб. м в | | | | | || | год | | | | | || | +----------------+ +--------+--------+--------+| | | верхняя | | 2453 | 4279 | 6583 |+------------+----------------+----------------+--------+--------+--------+--------+| Мазут | промышленность | нижняя | 4380 | 5291 | 7080 | 9474 || | +----------------+ +--------+--------+--------+| | | верхняя | | 5672 | 8726 | 13427 |+------------+----------------+----------------+--------+--------+--------+--------+| Уголь | промышленность | нижняя | 1071 | 1294 | 1731 | 2318 || | +----------------+ +--------+--------+--------+| | | верхняя | | 1388 | 2135 | 3284 |+------------+----------------+----------------+--------+--------+--------+--------+ -------------------------------- <*> - Для потребителей ОАО "Томскоблгаз". Таблица 5.22. Прогноз среднего тарифа на электроэнергию для потребителей ОАО "Томская сбытовая компания" на период до 2020 года (без НДС)+-------------------+-------------------------+------------------------------------+| | Фактическая цена, | Прогнозная цена, || Тарифная группа | коп./кВт.ч | коп./кВт.ч || +------------+-----------++----------+-----------+-------------+| | 2006 г. | 2007 г. | 2010 г. | 2015 г. | 2020 г. |+-------------------+------------+-----------+-----------+-----------+-------------+| Средний тариф | 96,0 | 107,1 | 161 - 167 | 216 - 257 | 289 - 396 |+-------------------+------------+-----------+-----------+-----------+-------------+ Таблица 5.23. Прогноз среднего тарифа на тепловую энергию для потребителей Томского филиала ОАО "ТГК-11" на период до 2020 года (без НДС)+-------------------+------------------------+-------------------------------------+| | Фактическая цена, | Прогнозная цена, руб./Гкал || Тарифная группа | руб./Гкал | || +-----------+-----------++----------+-----------+--------------+| | 2006 г. | 2007 г. | 2010 г. | 2015 г. | 2020 г. |+-------------------+-----------+-----------+-----------+-----------+--------------+| Средний тариф | 345,89 | 394,78 | 595 - 616 | 796 - 948 | 1066 - 1459 |+-------------------+-----------+-----------+-----------+-----------+--------------+ 5.13. Варианты развития электроэнергетики и теплового хозяйства Томская ТЭЦ-3. В ОАО "ТГК-11" нет устойчивой политики вразвитии энергетических мощностей. Есть два основных вариантавозможного наращивания энергетических мощностей на ТЭЦ-3: строительство перспективного теплофикационного энергоблока нагазе ПГУ-450Т с комбинированным производством тепла иэлектроэнергии (для реализации этого проекта требуется порядка 800млн куб. м в год); строительство двух угольных конденсационных энергоблоковК-225-130 для производства только электроэнергии в конденсационномцикле. Учитывая, что в 2006 году суммарный объем природного газа наТомской ГРЭС-2 и Томской ТЭЦ-3 составил более 870 млн куб. м, топри переводе на уголь блока ПТ-140-130 на ТЭЦ-3 и возврата ксжиганию угля на ГРЭС-2 позволяет рассматривать возможностьстроительства блока ПГУ-450 на ТЭЦ-3. При этом эффективностьиспользования природного газа на объектах Томского филиала ОАО"ТГК-11" повысится. Однако в этом случае остается открытым вопросвыдачи тепловой мощности с ТЭЦ-3 в г. Томск (необходимостроительство нового теплопровода диаметром 1000-1200 мм). Учитываяпредложения Томского филиала ОАО "ТГК-11" о строительствеконденсационных угольных энергоблоков, можно предположить, чтодефицит тепловой энергии (в связи с закрытием ядерного комплексадальнего теплоснабжения) будет покрываться другимиэнергоисточниками и в первую очередь за счет реконструкции и вводана полную расчетную мощность пиковой резервной котельной. Увеличение на ГРЭС-2 доли сжигания угля в основном будетсвязано с экономикой и экологией. Томская ТЭЦ-4. Строительство новой ТЭЦ-4 в радиусе 50 км от г.Томска суммарной установленной мощностью 230 МВт (в составе двухблоков Т-115-130) на базе Таловского буроугольного месторожденияпринципиально возможно, но существует целый ряд вопросов: месторождение не сертифицировано и его запасы не утверждены; сжигание бурого угля в котлах ЦКС возможно, но даннаятехнология к этим видам угля в настоящее время находится в опытнойразработке; если ввод блока на ТЭЦ-4 будет рассматриваться после 2015года, то выработка электроэнергии будет эффективна только втеплофикационном цикле с отпуском тепла, а поиск потребителейтепловой энергии в радиусе 30-50 км может привести к удорожаниюсебестоимости тепловой энергии. Северская АЭС. В решениях по развитию и размещениюэнергетических объектов рассматривается строительство Северской АЭСэлектрической мощностью 2300 МВт (2 блока по 1150 МВт степлофикационно-конденсационными турбинами типа ТК-450/550),которая должна вырабатывать электроэнергию в размере порядка 15млрд кВт.ч и тепло (для нужд комбината и города). Рыбинская ГРЭС. Строительство Рыбинской ГРЭС электрическоймощностью 1980 МВт (три блока по 660 МВт) будет определятьсявозможностями сжигания бурого угля Таловского месторождения илипропускными способностями железной дороги при использованиикузнецких или канско-ачинских углей. При вводе блоков Северской АЭСсуммарной электрической мощностью 2300 МВт в намеченные срокистроительство новой крупной угольной ГРЭС представляетсянеобоснованным. -------------------------------- <1> - Генеральная схема размещения объектов электроэнергетикина период до 2020 года. - М., 2007. Газотурбинные электростанции на попутном нефтяном газе.Расширение газотурбинной электростанции Игольско-Таловскогоместорождения с 24 МВт до 36 МВт к 2008 году представляется вполнеобоснованным. Как и строительство газотурбинной электростанциимощностью 24 МВ на Двуреченском месторождении к 2009 году. Такимобразом, к 2010 году суммарная мощность газотурбинныхэлектростанций на попутном нефтяном газе может достигнуть 60 МВт, ак 2015 году - 65 - 70 МВт. Мини-ТЭЦ. Технико-экономические исследования показали, что вцелом потенциально возможно (под имеющиеся тепловые нагрузки)строительство газотурбинных установок ТЭЦ суммарной установленнойэлектрической мощностью 193 МВт. Однако баланстопливно-энергетических ресурсов в целом длятопливно-энергетического комплекса области показал, чтоэкономически эффективно строительство газотурбинных установок ТЭЦсуммарной мощностью не более 86 МВт. Учитывая, что газификация Томской области проходит поэтапно,представляется целесообразным реализация двух пилотных проектов вТомском районе суммарной электрической мощностью 10 МВт (в периоддо 2010 года). В дальнейшем до 2015 года целесообразно дальнейшеестроительство газотурбинных установок ТЭЦ суммарной установленнойэлектрической мощностью 50 МВт в г. Томске. В остальных районахТомской области, в которых будет проходить газификация,строительство газотурбинных установок ТЭЦ суммарной электрическоймощностью 20 МВт возможно после 2015 года. Каргасокская газотурбинная электростанция. Строительство вКаргасокском районе на севере Томской области новой газотурбиннойэлектростанции мощностью 100 МВт на базе природного газа иконденсата группы Сильгинских газоконденсатных месторожденийпредставляется нереальным. Лугинецкая газотурбинная электростанция. Строительствогазотурбинной электростанции на базе Лугинецкогонефтегазоконденсатного месторождения с использованием нефтяногопопутного газа и широкой фракции легких углеводородов дляпроизводства электроэнергии в настоящее время представляется неактуальным, т.к. природный и попутный газ поступает в магистральныйгазопровод. Учитывая вышесказанное, представляется целесообразнымрассмотреть следующие варианты развития электроэнергетики итеплового хозяйства области в зависимости от уровнейэнергопотребления: 1) Минимальные уровни электро- и теплопотребления: при сдерживающих темпах электропотребления развитие ядернойэнергетики до 2020 года вряд ли обоснованно, и представляетсяцелесообразным рассмотреть два варианта: вариант-1 - строительство на ТЭЦ-3 газового блока ПГУ-450Т; вариант-2 - строительство двух угольных конденсационных блоковК-225-130. кроме того, предусматривается развитие газотурбинныхэлектростанций на попутном газе нефтяных месторождений с суммарнойэлектрической мощностью 70 МВт, строительство мини-ТЭЦ суммарноймощностью 80 МВт; реконструкция ГРЭС-2 (с заменой энергоблоков) иувеличение установленной электрической мощности с 281 МВт до 345МВт в 2020 году, модернизация оборудования на ТЭЦ "СХК" сдоведением установленной мощности в 2010 году до 824 МВт ипоследующим выводом из эксплуатации энергетического оборудования до574 МВт в 2015 году и до 237 МВт в 2020 году. 2) Максимальные уровни электро- и теплопотребления: строительство АЭС мощностью 2300 МВт (пуск первого энергоблокав 2015 году и второго в 2017 году) при одновременном развитииследующих источников: вариант-3 - развитие новых крупных энергоисточников непредусматривается (при этом осуществляется: строительствогазотурбинных электростанций на попутном нефтяном газе,строительство мини-ТЭЦ, реконструкция и техперевооружение ГРЭС-2 иТЭЦ "СХК" аналогично вариантам с минимальным энергопотреблением); вариант-4 - строительство новой ТЭЦ-4 суммарной установленноймощностью 230 МВт (два блока Т-115-130 с котлами с циркулирующимкипящим слоем на местном топливе Таловского буроугольногоместорождения) и развитие энергоисточников аналогично варианту-3; вариант-5 - строительство на ТЭЦ-3 газового блока ПГУ-450Т иразвитие энергоисточников аналогично варианту-3; вариант-6 - строительство двух угольных конденсационных блоковК-225-130 и развитие энергоисточников аналогично варианту-3. Возможности рассмотрения более широкого спектра вариантов сиспользованием других видов топливно-энергетических ресурсов до2020 года представляются необоснованными. Таким образом, перспективная потребность в электроэнергииобласти представлена двумя вариантами: с низким и высокимэлектропотреблением, с ежегодными темпами роста потребности вэлектроэнергии, соответственно, в 2 процента и 4 - 5 процентов вгод. Во всех рассматриваемых вариантах предусматриваетсяреконструкция и вывод из эксплуатации изношенного основногоэнергетического оборудования на ТЭЦ "СХК" и ГРЭС-2. Для заменывыводимого оборудования на ГРЭС-2 предусматривается ввод замещающихтеплофикационных агрегатов. Во всех вариантах предполагается такжеполный вывод из эксплуатации к 2010 году действующих генерирующихмощностей на АЭС "СХК". Предполагается ввод в установленные сроки мощностей настроящихся энергетических объектах: агрегаты Т-115 и ПТ-100/110 наТЭЦ "СХК" (2007 - 2008 годах), агрегат Т-50 на ГРЭС-2 (2009 год).Вводятся в период до 2020 года мощности и наиболее эффективныхгазотурбинных электростанций (ГТУ и ГТУ-ТЭЦ). Значительная часть генерирующего оборудования электростанцийТомской области отработала свой парковый ресурс, изношена и требуетзамены. Учитывая дефицитность энергосистемы области по электроэнергиии требования обеспечения энергетической безопасности области, вовсех вариантах предусматривается минимальный демонтаж изношенногооборудования, соответствующий продлению срока службы действующихагрегатов тепловых электростанций до 50 - 60 лет. Объемы выводимыхиз эксплуатации генерирующих мощностей и вводы на заменувыбывающего оборудования, определенные в соответствии с этимисоображениями, представлены в таблице 5.24. Таблица 5.24. Установленная мощность демонтируемого генерирующего оборудования, МВт------------------------------------TT------------TT------------TT------------TT------------TT------------TT------------TT------------TT------------¬¬¦¦ Годы ¦¦ 2008 ¦¦ 2009 ¦¦ 2013 ¦¦ 2014 ¦¦ 2015 ¦¦ 2016 ¦¦ 2020¦¦Всего ¦¦++----------------------------------++------------++------------++------------++------------++------------++------------++------------++------------++¦¦Демонтаж ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦¦¦ТЭЦ "СХК" ¦¦ ¦¦ ¦¦ 50 ¦¦ 100 ¦¦ 100 ¦¦ 25 ¦¦ 312 ¦¦ 587 ¦¦¦¦ГРЭС-2 ¦¦ ¦¦ ¦¦ 43 ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ 128 ¦¦ 171 ¦¦¦¦АЭС "СХК" ¦¦ 216 ¦¦216 ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ ¦¦ 432 ¦¦¦¦Всего ¦¦ 216 ¦¦216 ¦¦ 93 ¦¦ 100 ¦¦ 100 ¦¦ 25 ¦¦ 440 ¦¦ 1190 ¦¦LL----------------------------------++------------++------------++------------++------------++------------++------------++------------++-------------- К 2020 году предусматривается вывод из эксплуатации 1190 МВтмощностей, в т.ч. 758 МВт на тепловых электростанциях и 432 МВт -на АЭС. Как видно, объем выводимых мощностей весьма значителен, чтотребует масштабных вводов новых мощностей в целях обеспечениявысокого уровня энергетической безопасности области. Баланс области по электроэнергии осуществляется путем еепокупки на ФОРЭМ, а баланс тепла замыкается с помощью котельных.При этом в балансах тепла учитывается 10 процентов выбытиясуществующих тепловых мощностей в котельных. 5.14. Балансы электроэнергии, тепла и топлива Вариант-1. В этом варианте принят низкий уровеньэлектропотребления, из новых источников электрической мощностирассматривается только ввод агрегата ПГУ-450Т на ТЭЦ-3. К 2020 году максимум нагрузки потребителей области составит1878 МВт () при приросте относительно 2005 года на 416 МВт, апотребление электроэнергии () - 11,46 млрд кВт.ч (прирост 2,95 млрдкВт.ч). Суммарная установленная мощность электростанций областивследствие вывода из эксплуатации изношенного оборудования, сучетом вводов указанных выше задельных мощностей на ТЭЦ "СХК",ГРЭС-2, при вводе мощностей на новых ГТУ и блока ПГУ-450Т наТомской ТЭЦ-3 к 2020 году снизится на 70 МВт и составит 1362 МВт.Дефицит мощности энергосистемы области в 2020 году несколькоувеличится и составит порядка 800 МВт при его значении в 2005 годув 692 МВт. Таблица 5.25. Баланс мощности (вариант-1), МВт----------------------------------------------------------------------------TT----------------TT----------------TT----------------TT----------------¬¬¦¦ Показатели ¦¦2005 г. ¦¦2010 г. ¦¦2015 г. ¦¦2020 г. ¦¦¦¦ ¦¦ факт ¦¦прогноз ¦¦прогноз ¦¦прогноз ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Максимум нагрузки ¦¦ 1462 ¦¦ 1593 ¦¦ 1730 ¦¦ 1878 ¦¦¦¦Резерв мощности (15%) ¦¦ 219 ¦¦ 239 ¦¦ 259 ¦¦ 282 ¦¦¦¦Итого потребность ¦¦ 1681 ¦¦ 1832 ¦¦ 1989 ¦¦ 2160 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Установленная мощность, в т.ч. ¦¦ 1492 ¦¦ 1405 ¦¦ 1672 ¦¦ 1362 ¦¦¦¦ТЭЦ "СХК" ¦¦ 599 ¦¦ 824 ¦¦ 574 ¦¦ 237 ¦¦¦¦АЭС "СХК" ¦¦ 432 ¦¦ 0 ¦¦ 0 ¦¦ 0 ¦¦¦¦ГРЭС-2 ¦¦ 281 ¦¦ 331 ¦¦ 338 ¦¦ 345 ¦¦¦¦ТЭЦ-3 ¦¦ 140 ¦¦ 140 ¦¦ 590 ¦¦ 590 ¦¦¦¦ГТУ и ДЭС ¦¦ 40 ¦¦ 110 ¦¦ 170 ¦¦ 190 ¦¦¦¦Располагаемая мощность ¦¦ 989 ¦¦ 1063 ¦¦ 1583 ¦¦ 1360 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Дефицит мощности ¦¦ 692 ¦¦ 769 ¦¦ 406 ¦¦ 800 ¦¦LL--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++------------------ Таблица 5.26. Баланс электроэнергии (вариант-1), млрд кВт.ч----------------------------------------------------------------------------TT----------------TT----------------TT----------------TT----------------¬¬¦¦ Показатели ¦¦2005 г. ¦¦2010 г. ¦¦2015 г. ¦¦2020 г. ¦¦¦¦ ¦¦ факт ¦¦прогноз ¦¦прогноз ¦¦прогноз ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Электропотребление ¦¦ 8,51 ¦¦ 9,40 ¦¦ 10,38 ¦¦ 11,46 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Выработка электроэнергии, в т.ч. ¦¦ 5,47 ¦¦ 5,62 ¦¦ 8,47 ¦¦ 7,09¦¦¦¦ТЭЦ "СХК" ¦¦ 1,67 ¦¦ 2,81 ¦¦ 2,81 ¦¦ 1,36 ¦¦¦¦АЭС "СХК" ¦¦ 1,50 ¦¦ 0 ¦¦ 0 ¦¦ 0 ¦¦¦¦ГРЭС-2 ¦¦ 1,48 ¦¦ 1,80 ¦¦ 1,86 ¦¦ 1,90 ¦¦¦¦ТЭЦ-3 ¦¦ 0,76 ¦¦ 0,84 ¦¦ 3,54 ¦¦ 3,54 ¦¦¦¦ГТУ и ДЭС ¦¦ 0,06 ¦¦ 0,17 ¦¦ 0,26 ¦¦ 0,29 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Прием из соседних систем ¦¦ 3,04 ¦¦ 3,78 ¦¦ 1,91 ¦¦ 4,37 ¦¦LL--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++------------------ Суммарная выработка электроэнергии на электростанциях областиувеличится до 7,09 млрд кВт.ч против отчетных 5,47 млрд кВт.ч в2005 году, однако дефицит электроэнергии в области, покрываемыйперетоками электроэнергии из соседних энергосистем, вследствиероста потребности вырастет в 1,4 раза и составит 4,37 млрд кВт.ч. В результате ввода ПГУ-450Т на ТЭЦ-3 и мини-ТЭЦ в Томске инекоторых районах максимальное производство тепловой энергиипроизойдет от теплоэлектроцентралей в 2015 году (). В дальнейшемвыбытие теплофикационного оборудования на ТЭЦ "СХК" необходимобудет компенсировать путем вводов новых тепловых мощностей вкотельных. При минимальных уровнях энергопотребления максимальный расходтоплива достигает в 2015 году и составляет 4,47 млн т у.т., вдальнейшем за счет сокращения выработки электроэнергии на ТЭЦ "СХК"он снижается до 4,3 млн т у.т. (, не приводится). В результатеввода блока ПГУ-450Т на ТЭЦ-3, мини-ТЭЦ и частичного перевода ТЭЦ"СХК" на газ общий объем потребления природного газа к 2020 годудостигает 3,02 млн т у.т., или 70 процентов от суммарного расходатоплива ( не приводится). Таблица 5.27. Баланс тепла (вариант-1), млн Гкал+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Вариант-1 | 2005 г. | 2010 г. | 2015 г. | 2020 г. || | факт | прогноз | прогноз | прогноз |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Потребление тепла, млн Гкал | 12,305 | 12,895 | 14,260 | 16,070 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Производство тепла: | | | | |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ТЭЦ (включая ядерные источники): | 7,988 | 6,789 | 8,010 | 7,494 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Томский филиал ОАО "ТГК-11": | 3,987 | 4,050 | 5,355 | 5,355 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Томская ГРЭС-2 | 2,293 | 2,500 | 2,500 | 2,500 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Томская ТЭЦ-3 | 1,694 | 1,550 | 2,855 | 2,855 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ФГУП "СХК": | 3,979 | 2,623 | 2,200 | 1,584 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ТЭЦ | 2,242 | 2,623 | 2,200 | 1,584 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ЭС-2 | 1,737 | 0,000 | 0,000 | 0,000 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Мини-ТЭЦ | 0,022 | 0,116 | 0,455 | 0,555 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Котельные | 4,217 | 6,006 | 6,150 | 8,476 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ТУУ и прочие | 0,100 | 0,100 | 0,100 | 0,100 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+ Рисунок 5.15. Структура топливоснабжения электроэнергетики и теплового хозяйства (вариант-1), т у.т. Рисунок не приводится. Рисунок 5.16. Структура топливоснабжения электроэнергетики и теплового хозяйства (вариант-1), % Рисунок не приводится. Таблица 5.28. Структура топливоснабжения электроэнергетики и теплового хозяйства (вариант-1), т у.т.+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| Вариант-1 | 2005 г.| 2010 г. | 2015 г. | 2020 г. || | факт | прогноз | прогноз | прогноз |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| Расход топлива на | 2924448| 3830086 | 4477833 | 4308979 || энергоисточниках: | | | | |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| природный газ | 1752796| 2115390 | 2912191 | 3024525 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| уголь | 1033748| 1450059 | 1309537 | 1017068 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| мазут | 34755 | 97580 | 91799 | 69133 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| нефть, конденсат, дизтопливо | 67898 | 122512 | 117305 | 139504 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| дрова и прочие | 35250 | 44545 | 47000 | 58750 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| Томский филиал ОАО "ТГК-11": | 1147291| 1535678 | 2177599 | 2220207 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| Томская ГРЭС-2: | 732531 | 999284 | 999647 | 1006810 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| газ, включая мазут | 608001 | 779441 | 779724 | 785311 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| уголь | 124530 | 219842 | 219922 | 221498 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| Томская ТЭЦ-3: | 412530 | 434995 | 1059652 | 1078198 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| газ, включая мазут | 412530 | 434995 | 1059652 | 1078198 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| ПРК: | 2230 | 101400 | 118300 | 135200 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| газ | 2160 | 92950 | 106470 | 121680 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| мазут | 70 | 8450 | 11830 | 13520 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| ФГУП "СХК": | 1018444| 1432195 | 1337355 | 700646 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| ТЭЦ | 1018444| 1170432 | 1031388 | 384464 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| уголь | 754418 | 1115421 | 982913 | 366394 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| мазут | 25620 | 55010 | 48475 | 18070 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| газ | 238405 | 261764 | 305967 | 316182 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| Мини-ТЭЦ и ДЭС: | 24148 | 60505 | 151942 | 186218 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| газ | 0 | 40941 | 132378 | 166654 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| дизтопливо | 24148 | 19564 | 19564 | 19564 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| Каргасокская и Мыльджинская ГДЭС | 0 | 19080 | 19080 | 19080 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| ГТУ ТЭЦ в Томске | 0 | 0 | 91437,5 | 91437,5 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| ГТУ ТЭЦ в Томском районе | 0 | 21860,55 | 21860,55 | 21860,55 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| ГТУ ТЭЦ в районах | 0 | 0 | 0 | 34276 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| ГТУ "ЮКОС" | 0 | 175341,6 | 204565,2 | 204565,2 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| ДЭС (изолированных районов) | 24148 | 19564 | 19564 | 19564 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| Котельные различных ведомств: | 734565 | 801708 | 810937 | 1201908 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| газ | 491700 | 505300 | 528000 | 556500 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| уголь | 154800 | 114795 | 106702 | 429175 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| мазут | 9065 | 34120 | 31494 | 37543 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| нефть, конденсат, дизтопливо | 43750 | 102948 | 97740 | 119940 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+| дрова и прочие | 35250 | 44545 | 47000 | 58750 |+------------------------------------+--------+-----------+-----------+------------+ Вариант-2. В этом варианте, как и в первом, принят низкийуровень электропотребления, однако вместо ввода блока парогазовойустановки на ТЭЦ-3 предусматривается ввод двух агрегатов К-225-130на угле. В плане обеспеченности покрытия потребности в электроэнергиипотребителей области этот вариант близок к варианту 1. Несколькоболее низкий уровень суммарной установленной мощностиэлектростанций области приводит к незначительному росту дефицитамощности к 2020 году - до 820 МВт () и небольшому приросту перетокаэлектроэнергии из соседних энергосистем - до 4,49 млрд кВт.ч (). Таблица 5.29. Баланс мощности (вариант-2), МВт----------------------------------------------------------------------------TT----------------TT----------------TT----------------TT----------------¬¬¦¦ Показатели ¦¦2005 г. ¦¦2010 г. ¦¦2015 г. ¦¦2020 г. ¦¦¦¦ ¦¦ факт ¦¦прогноз ¦¦прогноз ¦¦прогноз ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Максимум нагрузки ¦¦ 1462 ¦¦ 1593 ¦¦ 1730 ¦¦ 1878 ¦¦¦¦Резерв мощности (15%) ¦¦ 219 ¦¦ 239 ¦¦ 259 ¦¦ 282 ¦¦¦¦Итого потребность ¦¦ 1681 ¦¦ 1832 ¦¦ 1989 ¦¦ 2160 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Установленная мощность, в т.ч. ¦¦ 1492 ¦¦ 1405 ¦¦ 1652 ¦¦ 1342 ¦¦¦¦ТЭЦ "СХК" ¦¦ 599 ¦¦ 824 ¦¦ 574 ¦¦ 237 ¦¦¦¦АЭС "СХК" ¦¦ 432 ¦¦ 0 ¦¦ 0 ¦¦ 0 ¦¦¦¦ГРЭС-2 ¦¦ 281 ¦¦ 331 ¦¦ 338 ¦¦ 345 ¦¦¦¦ТЭЦ-3 ¦¦ 140 ¦¦ 140 ¦¦ 570 ¦¦ 570 ¦¦¦¦ГТУ и ДЭС ¦¦ 40 ¦¦ 110 ¦¦ 170 ¦¦ 190 ¦¦¦¦Располагаемая мощность ¦¦ 989 ¦¦ 1063 ¦¦ 1563 ¦¦ 1340 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Дефицит мощности ¦¦ 692 ¦¦ 769 ¦¦ 426 ¦¦ 820 ¦¦LL--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++------------------ Таблица 5.30. Баланс электроэнергии (вариант-2), млрд кВт.ч----------------------------------------------------------------------------TT----------------TT----------------TT----------------TT----------------¬¬¦¦ Показатели ¦¦2005 г. ¦¦2010 г. ¦¦2015 г. ¦¦2020 г. ¦¦¦¦ ¦¦ факт ¦¦прогноз ¦¦прогноз ¦¦прогноз ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Электропотребление ¦¦ 8,51 ¦¦ 9,40 ¦¦ 10,38 ¦¦ 11,46 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Выработка электроэнергии, в т.ч. ¦¦ 5,47 ¦¦ 5,62 ¦¦ 8,35 ¦¦ 6,97¦¦¦¦ТЭЦ "СХК" ¦¦ 1,67 ¦¦ 2,81 ¦¦ 2,81 ¦¦ 1,36 ¦¦¦¦АЭС "СХК" ¦¦ 1,50 ¦¦ 0 ¦¦ 0 ¦¦ 0 ¦¦¦¦ГРЭС-2 ¦¦ 1,48 ¦¦ 1,80 ¦¦ 1,86 ¦¦ 1,90 ¦¦¦¦ТЭЦ-3 ¦¦ 0,76 ¦¦ 0,84 ¦¦ 3,42 ¦¦ 3,42 ¦¦¦¦ГТУ и ДЭС ¦¦ 0,06 ¦¦ 0,17 ¦¦ 0,26 ¦¦ 0,29 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Прием из соседних систем ¦¦ 3,04 ¦¦ 3,78 ¦¦ 2,03 ¦¦ 4,49 ¦¦LL--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++------------------ В результате отсутствия вводов теплофикационных мощностей насуществующих теплоэлектроцентралях производство тепловой энергии натеплоэлектроцентралях сокращается, которое не в состояниикомпенсировать строительство новых и мини-ТЭЦ в Томске и некоторыхрайонах области (таблица 5.31). Таблица 5.31. Баланс тепла (вариант-2), млн Гкал+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Вариант-2 | 2005 г. | 2010 г. | 2015 г. | 2020 г. || | факт | прогноз | прогноз | прогноз |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Потребление тепла, млн Гкал | 12,305 | 12,895 | 14,260 | 16,070 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Производство тепла: | | | | |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ТЭЦ (включая ядерные источники): | 7,988 | 6,944 | 6,860 | 6,344 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ОАО "Томскэнерго": | 3,987 | 4,205 | 4,205 | 4,205 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Томская ГРЭС-2 | 2,293 | 2,500 | 2,500 | 2,500 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Томская ТЭЦ-3 | 1,694 | 1,705 | 1,705 | 1,705 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ФГУП "СХК": | 3,979 | 2,623 | 2,200 | 1,584 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ТЭЦ | 2,242 | 2,623 | 2,200 | 1,584 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ЭС-2 | 1,737 | 0,000 | 0,000 | 0,000 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Мини-ТЭЦ | 0,022 | 0,116 | 0,455 | 0,555 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Котельные | 4,217 | 5,851 | 7,300 | 9,626 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ТУУ и прочие | 0,100 | 0,100 | 0,100 | 0,100 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+ При минимальных уровнях энергопотребления максимальный расходтоплива достигает в 2015 году и составляет почти 5 млн т у.т., вдальнейшем за счет сокращения выработки электроэнергии на ТЭЦ "СХК"он снижается до 4,8 млн т у.т. (). В результате ввода двух угольныхконденсационных блоков К-225-130 на ТЭЦ-3 расход угля в целом пообласти возрастает до 2,04 млн т у.т., или 42,5 процента отсуммарного расхода топлива. В следующих вариантах 3 и 4 рассматривается высокий уровеньпотребности в электроэнергии на перспективу. В качестве новыхисточников электрической мощности предусматриваются два блока наСеверской АЭС установленной мощностью 1150 МВт каждый к концурассматриваемого периода в обоих вариантах и ввод двух блоков Т-115на ТЭЦ-4 суммарной электрической мощностью 230 МВт (вариант-4). Таблица 5.32. Структура топливоснабжения электроэнергетики и теплового хозяйства (вариант-2), т у.т.+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Вариант-2 | 2005 г. | 2010 г. | 2015 г. | 2020 г. || | факт | прогноз | прогноз | прогноз |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Расход топлива на энергоисточниках, | 2924448 | 3821892 | 4988840 | 4807304 || т у.т. | | | | |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| в том числе: | 1752796 | 2137214 | 2317253 | 2477286 || природный газ | | | | |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| уголь | 1033748 | 1425376 | 2389339 | 2041350 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| мазут | 34755 | 96578 | 98171 | 74206 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| нефть, конденсат, дизтопливо | 67898 | 119487 | 137078 | 155712 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| дрова и прочие | 35250 | 43237 | 47000 | 58750 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Томский филиал ОАО "ТГК-11": | 1147291 | 1557502 | 2472347 | 2514956 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Томская ГРЭС-2: | 732531 | 999284 | 999647 | 1006810 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| в том числе: газ, включая мазут | 608001 | 779441 | 779724 | 785311 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| уголь | 124530 | 219842 | 219922 | 221498 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Томская ТЭЦ-3: | 412530 | 456819 | 1354400 | 1372946 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| в том числе: газ, включая мазут | 412530 | 456819 | 464713 | 483259 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| уголь | 0 | 0 | 889687 | 889687 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ПРК: | 2230 | 101400 | 118300 | 135200 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| в том числе: | 2160 | 92950 | 106470 | 121680 || газ | | | | |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| мазут | 70 | 8450 | 11830 | 13520 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ФГУП "СХК": | 1018444 | 1432195 | 1337355 | 700646 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ТЭЦ | 1018444 | 1170432 | 1031388 | 384464 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| в том числе: | 754418 | 1115421 | 982913 | 366394 || уголь | | | | |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| мазут | 25620 | 55010 | 48475 | 18070 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| газ | 238405 | 261764 | 305967 | 316182 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Мини-ТЭЦ и ДЭС: | 24148 | 60505 | 151942 | 186218 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| в том числе: | 0 | 40941 | 132378 | 166654 || газ | | | | |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| дизтопливо | 24148 | 19564 | 19564 | 19564 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Котельные различных ведомств: | 734565 | 771689 | 1027196 | 1405484 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| в том числе: | 491700 | 505300 | 528000 | 604200 || газ | | | | |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| уголь | 154800 | 90112 | 296817 | 563770 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| мазут | 9065 | 33117 | 37866 | 42616 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| нефть, конденсат, дизтопливо | 43750 | 99923 | 117514 | 136147 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| дрова и прочие | 35250 | 43237 | 47000 | 58750 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+ К 2020 году максимум нагрузки потребителей области составит2766 МВт (увеличение к 2005 году почти в два раза), а потреблениеэлектроэнергии - 16,87 млрд кВт.ч (, ). Суммарная установленная мощность электростанций области, сучетом вывода из эксплуатации изношенного оборудования, вводовзадельных мощностей на ТЭЦ "СХК" и ГРЭС-2, ввода мощностей на новыхгазотурбинных установках и сооружения двух блоков на Северской АЭСк 2020 году увеличится более чем в два раза и составит 3212 МВт.Дефицит мощности энергосистемы области в 2015 году снизится до 251МВт, а к 2020 году область выйдет на самобаланс по электрическоймощности. Таблица 5.33. Баланс мощности (вариант-3), МВт----------------------------------------------------------------------------TT----------------TT----------------TT----------------TT----------------¬¬¦¦ Показатели ¦¦2005 г. ¦¦2010 г. ¦¦2015 г. ¦¦2020 г. ¦¦¦¦ ¦¦ факт ¦¦прогноз ¦¦прогноз ¦¦прогноз ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Максимум нагрузки ¦¦ 1462 ¦¦ 1755 ¦¦ 2203 ¦¦ 2766 ¦¦¦¦Резерв мощности (15%) ¦¦ 219 ¦¦ 263 ¦¦ 330 ¦¦ 415 ¦¦¦¦Итого потребность ¦¦ 1681 ¦¦ 2019 ¦¦ 2534 ¦¦ 3181 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Установленная мощность, в т.ч. ¦¦ 1492 ¦¦ 1405 ¦¦ 2372 ¦¦ 3212 ¦¦¦¦ТЭЦ "СХК" ¦¦ 599 ¦¦ 824 ¦¦ 574 ¦¦ 237 ¦¦¦¦АЭС "СХК" ¦¦ 432 ¦¦ 0 ¦¦ 1150 ¦¦ 2300 ¦¦¦¦ГРЭС-2 ¦¦ 281 ¦¦ 331 ¦¦ 338 ¦¦ 345 ¦¦¦¦ТЭЦ-3 ¦¦ 140 ¦¦ 140 ¦¦ 140 ¦¦ 140 ¦¦¦¦ГТУ и ДЭС ¦¦ 40 ¦¦ 110 ¦¦ 170 ¦¦ 190 ¦¦¦¦Располагаемая мощность ¦¦ 989 ¦¦ 1063 ¦¦ 2283 ¦¦ 3210 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Дефицит мощности ¦¦ 692 ¦¦ 956 ¦¦ 251 ¦¦ -29 ¦¦LL--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++------------------ Таблица 5.34. Баланс электроэнергии (вариант-3), млрд кВт.ч----------------------------------------------------------------------------TT----------------TT----------------TT----------------TT----------------¬¬¦¦ Показатели ¦¦2005 г. ¦¦2010 г. ¦¦2015 г. ¦¦2020 г. ¦¦¦¦ ¦¦ факт ¦¦прогноз ¦¦прогноз ¦¦прогноз ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Электропотребление ¦¦ 8,51 ¦¦ 10,36 ¦¦ 13,22 ¦¦ 16,87 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Выработка электроэнергии, в т.ч. ¦¦ 5,47 ¦¦ 5,62 ¦¦ 13,24 ¦¦19,34 ¦¦¦¦ТЭЦ "СХК" ¦¦ 1,67 ¦¦ 2,81 ¦¦ 2,81 ¦¦ 1,36 ¦¦¦¦АЭС "СХК" ¦¦ 1,50 ¦¦ 0 ¦¦ 7,48 ¦¦ 14,95 ¦¦¦¦ГРЭС-2 ¦¦ 1,48 ¦¦ 1,80 ¦¦ 1,86 ¦¦ 1,90 ¦¦¦¦ТЭЦ-3 ¦¦ 0,76 ¦¦ 0,84 ¦¦ 0,84 ¦¦ 0,84 ¦¦¦¦ГТУ и ДЭС ¦¦ 0,06 ¦¦ 0,17 ¦¦ 0,26 ¦¦ 0,29 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Прием из соседних систем ¦¦ 3,04 ¦¦ 4,74 ¦¦ -0,02 ¦¦ -2,46 ¦¦LL--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++------------------ Суммарная выработка электроэнергии на электростанциях областиувеличится примерно в 3,5 раза и составит 19,34 млрд кВт.ч противотчетных 5,47 млрд кВт.ч в 2005 году. С вводом в эксплуатациюпервого агрегата Северской АЭС к 2015 году область выйдет насамобаланс по электроэнергии. После ввода второго блока СеверскойАЭС область становится избыточной и сможет выдавать в соседниеэнергосистемы (в Тюменскую систему) порядка 2,46 млрд кВт.ч в год. Балансы мощности и электроэнергии области в варианте-4приведены в и . В этом варианте дополнительно к вводу двух блоковна Северской АЭС предусматривается ввод мощностей на новой ТЭЦ-4(двух агрегатов типа Т-115 суммарной мощностью 230 МВт). Суммарная установленная мощность электростанций областивследствие дополнительного (к варианту-3) ввода мощностей на ТЭЦ-4еще увеличится и к 2020 году составит 3440 МВт. Дефицит мощностиэнергосистемы области в 2015 году снизится до 1 МВт, а к 2020 годуобласть сможет выдавать в соседние энергосистемы порядка 259 МВтэлектрической мощности. Таблица 5.35. Баланс мощности (вариант-4), МВт----------------------------------------------------------------------------TT----------------TT----------------TT----------------TT----------------¬¬¦¦ Показатели ¦¦2005 г. ¦¦2010 г. ¦¦2015 г. ¦¦2020 г. ¦¦¦¦ ¦¦ факт ¦¦прогноз ¦¦прогноз ¦¦прогноз ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Максимум нагрузки ¦¦ 1462 ¦¦ 1755 ¦¦ 2203 ¦¦ 2766 ¦¦¦¦Резерв мощности (15%) ¦¦ 219 ¦¦ 263 ¦¦ 330 ¦¦ 415 ¦¦¦¦Итого потребность ¦¦ 1681 ¦¦ 2019 ¦¦ 2534 ¦¦ 3181 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Установленная мощность, в т.ч. ¦¦ 1492 ¦¦ 1405 ¦¦ 2372 ¦¦ 3442 ¦¦¦¦ТЭЦ "СХК" ¦¦ 599 ¦¦ 824 ¦¦ 824 ¦¦ 237 ¦¦¦¦АЭС "СХК" ¦¦ 432 ¦¦ 0 ¦¦ 1150 ¦¦ 2300 ¦¦¦¦ГРЭС-2 ¦¦ 281 ¦¦ 331 ¦¦ 338 ¦¦ 345 ¦¦¦¦ТЭЦ-3, ТЭЦ-4 ¦¦ 140 ¦¦ 140 ¦¦ 140 ¦¦ 370 ¦¦¦¦ГТУ и ДЭС ¦¦ 40 ¦¦ 110 ¦¦ 170 ¦¦ 190 ¦¦¦¦Располагаемая мощность ¦¦ 989 ¦¦ 1063 ¦¦ 2533 ¦¦ 3440 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Дефицит мощности ¦¦ 692 ¦¦ 956 ¦¦ 1 ¦¦ -259 ¦¦LL--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++------------------ Таблица 5.36. Баланс электроэнергии (вариант-4), млрд кВт.ч----------------------------------------------------------------------------TT----------------TT----------------TT----------------TT----------------¬¬¦¦ Показатели ¦¦2005 г. ¦¦2010 г. ¦¦2015 г. ¦¦2020 г. ¦¦¦¦ ¦¦ факт ¦¦прогноз ¦¦прогноз ¦¦прогноз ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Электропотребление ¦¦ 8,51 ¦¦ 10,36 ¦¦ 13,22 ¦¦ 16,87 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Выработка электроэнергии, в т.ч. ¦¦ 5,47 ¦¦ 5,62 ¦¦ 13,24 ¦¦20,72 ¦¦¦¦ТЭЦ "СХК" ¦¦ 1,67 ¦¦ 2,81 ¦¦ 2,81 ¦¦ 1,36 ¦¦¦¦АЭС "СХК" ¦¦ 1,50 ¦¦ 0 ¦¦ 7,48 ¦¦ 14,95 ¦¦¦¦ГРЭС-2 ¦¦ 1,48 ¦¦ 1,80 ¦¦ 1,86 ¦¦ 1,90 ¦¦¦¦ТЭЦ-3 ¦¦ 0,76 ¦¦ 0,84 ¦¦ 0,84 ¦¦ 2,22 ¦¦¦¦ГТУ и ДЭС ¦¦ 0,06 ¦¦ 0,17 ¦¦ 0,26 ¦¦ 0,29 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++----------------++¦¦Прием из соседних систем ¦¦ 3,04 ¦¦ 4,74 ¦¦ -0,02 ¦¦ -3,84 ¦¦LL--------------------------------------------------------------------------++----------------++----------------++----------------++------------------ Суммарная выработка электроэнергии на электростанциях областитакже вырастет и составит 20,72 млрд кВт.ч. С вводом в эксплуатациюпервого агрегата Северской АЭС к 2015 году область выйдет насамобаланс по электроэнергии. После ввода второго блока СеверскойАЭС область становится избыточной по электроэнергии и сможетвыдавать в соседние энергосистемы (в Тюменскую систему) порядка3,84 млрд кВт.ч в год. Таким образом, минимальными вариантами развития энергосистемыТомской области можно считать варианты 1 и 2, ориентированные нанизкие темпы роста электропотребления и предусматривающиереализацию программ технического перевооружения тепловыхэлектростанций области с продлением технического ресурса основногоэнергетического оборудования до срока его службы порядка 50 - 60лет. Вследствие роста в этом случае, дефицитности области поэлектрической мощности и энергии, целесообразен ввод в эксплуатациюэнергетических объектов, находящихся в стадии строительства, ирасширение ТЭЦ-3 за счет сооружения новых агрегатов (парогазовыхустановок или конденсационных энергоблоков на угле). Кардинально проблему энергетической безопасности области крубежу 2015 - 2020 годов решает ввод новых энергоблоков на ядерномтопливе на Северской АЭС. В этом случае область полностью покрываетсвои потребности и может снабжать электроэнергией соседние регионыв объеме порядка 2,46 - 3,84 млрд кВт.ч. Ввод других источниковэлектрической мощности в этом случае не требуется и не эффективен,за исключением объектов на теплоэлектроцентралях, при ростепотребности в тепловой энергии и наиболее эффективных мини-ТЭЦ, игазотурбинных электростанций на попутном нефтяном газе. В целях обеспечения покрытия растущих нагрузок на территорииобласти (города Томска, предприятий нефтедобычи и др.) требуетсяусиление электрических связей на напряжении 110 - 220 кВ. В вариантах повышенного электропотребления для выдачи мощностисооружаемых электростанций и покрытия растущих нагрузок (в т.ч.Бакчарского района) потребуется: сооружение ВЛ-500 кВ но направлениям: Томская - Парабель -Чапаевка - Нижневартовская ГРЭС, Северская АЭС-Томская, СеверскаяАЭС-Заря (или Н.Анжерская, или Итатская) с сооружением подстанцийПС 500/220 кВ Парабель и Чапаевка; строительство ВЛ-220 кВ Томская - Мельниково - Бакчар -Парабель в габаритах 500 кВ с сооружением ПС 220 кВ Бакчар; установка устройств компенсации реактивной мощности транзитаТомск - Нижневартовская ГРЭС (места установки управляемогошунтирующего реактора (УШР) определить проектом). Конкретные варианты развития внутренней электрической сетиТомской энергосистемы и ее связей с объединенными энергетическимисистемами Сибири и Урала будут определены после выполнениясоответствующих проектных работ. При максимальных уровнях теплопотребления баланс тепла в 2020году покрывается за счет отпуска тепла от АЭС для г. Северска (2,4млн Гкал) и строительства новых котельных и новой угольной ТЭЦ-4(таблица 5.37, ). Таблица 5.37. Баланс тепла (вариант-3), млн Гкал+-------------------------------------------+--------+---------+---------+---------+| Вариант-3 | 2005 г.| 2010 г. | 2015 г. | 2020 г. || | факт | прогноз | прогноз | прогноз |+-------------------------------------------+--------+---------+---------+---------+| Потребление тепла, млн Гкал | 12,305 | 13,010 | 15,650 | 18,350 |+-------------------------------------------+--------+---------+---------+---------+| Производство тепла на: | | | | |+-------------------------------------------+--------+---------+---------+---------+| ТЭЦ (включая ядерные источники): | 7,988 | 6,789 | 8,350 | 8,450 |+-------------------------------------------+--------+---------+---------+---------+| ОАО "Томскэнерго": | 3,987 | 4,050 | 3,895 | 3,895 |+-------------------------------------------+--------+---------+---------+---------+| Томская ГРЭС-2 | 2,293 | 2,500 | 2,500 | 2,500 |+-------------------------------------------+--------+---------+---------+---------+| Томская ТЭЦ-3 | 1,694 | 1,550 | 1,395 | 1,395 |+-------------------------------------------+--------+---------+---------+---------+| ФГУП "СХК": | 3,979 | 2,623 | 4,000 | 4,000 |+-------------------------------------------+--------+---------+---------+---------+| ТЭЦ | 2,242 | 2,623 | 3,200 | 1,584 |+-------------------------------------------+--------+---------+---------+---------+| ЭС-2 | 1,737 | 0,000 | 0,000 | 0,000 |+-------------------------------------------+--------+---------+---------+---------+| АТЭЦ | 0,000 | 0,000 | 0,800 | 2,416 |+-------------------------------------------+--------+---------+---------+---------+| Мини-ТЭЦ | 0,022 | 0,116 | 0,455 | 0,555 |+-------------------------------------------+--------+---------+---------+---------+| Котельные | 4,217 | 6,121 | 7,200 | 9,800 |+-------------------------------------------+--------+---------+---------+---------+| ТУУ и прочие | 0,100 | 0,100 | 0,100 | 0,100 |+-------------------------------------------+--------+---------+---------+---------+ Таблица 5.38. Баланс тепла (вариант-4), млн Гкал+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Вариант-4 | 2005 г. | 2010 г. | 2015 г. | 2020 г. || | факт | прогноз | прогноз | прогноз |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Потребление тепла, млн Гкал/год | 12,305 | 13,010 | 15,650 | 18,350 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Производство тепла на: | | | | |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ТЭЦ (включая ядерные источники): | 7,988 | 6,789 | 8,350 | 9,820 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ОАО "Томскэнерго": | 3,987 | 4,050 | 3,895 | 5,265 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Томская ГРЭС-2 | 2,293 | 2,500 | 2,500 | 2,500 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Томская ТЭЦ-3 | 1,694 | 1,550 | 1,395 | 2,765 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ТЭЦ-4 | 0,000 | 0,000 | 0,000 | 1,370 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ФГУП "СХК": | 3,979 | 2,623 | 4,000 | 4,000 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ТЭЦ: | 2,242 | 2,623 | 3,200 | 1,584 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ЭС-2 | 1,737 | 0,000 | 0,000 | 0,000 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| АТЭЦ | 0,000 | 0,000 | 0,800 | 2,416 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Мини-ТЭЦ | 0,022 | 0,116 | 0,455 | 0,555 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Котельных: | 4,217 | 6,121 | 7,200 | 8,430 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ТУУ и прочие | 0,100 | 0,100 | 0,100 | 0,100 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+ Наиболее оптимальная структура топливоснабженияэлектроэнергетики и теплового хозяйства достигается в варианте-4(). Суммарный расход топлива составляет 4,17 млн т у.т., а долягаза и угля достигает 57 процентов и 36 процентов соответственно. За счет строительства Северской АЭС и новой ТЭЦ-4 удаетсясдержать быстрый рост потребления топлива в котельных. Таблица 5.39. Структура топливоснабжения электроэнергетики и теплового хозяйства (вариант-4), т у.т.+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Вариант-4 | 2005 г. | 2010 г. | 2015 г. | 2020 г. || | факт | прогноз | прогноз | прогноз |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Расход топлива на энергоисточниках, | 2924448 | 3867731 | 4237974 | 4171450 || т у.т. | | | | |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| природный газ | 1752796 | 2115390 | 2346938 | 2383270 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| уголь | 1033748 | 1468401 | 1590234 | 1503918 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| мазут | 34755 | 98319 | 102948 | 69618 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| нефть, конденсат, дизтопливо | 67898 | 140112 | 150854 | 155894 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| дрова и прочие | 35250 | 45509 | 47000 | 58750 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| АО "Томскэнерго": | 1147291 | 1535678 | 1539012 | 2075051 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Томская ГРЭС-2: | 732531 | 999284 | 999647 | 1006810 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| газ, включая мазут | 608001 | 779441 | 779724 | 785311 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| уголь | 124530 | 219842 | 219922 | 221498 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Томская ТЭЦ-3: | 412530 | 434995 | 421065 | 933042 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| газ, включая мазут | 412530 | 434995 | 421065 | 439611 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Новая ТЭЦ-4: | | | | 493431 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| уголь | 0 | 0 | 0 | 493431 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ПРК: | 2230 | 101400 | 118300 | 135200 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| газ | 2160 | 92950 | 106470 | 121680 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| мазут | 70 | 8450 | 11830 | 13520 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ФГУП "СХК": | 1018444 | 1432195 | 1523272 | 701507 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| ТЭЦ | 1018444 | 1170432 | 1143971 | 387993 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| уголь | 754418 | 1115421 | 1090205 | 369758 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| мазут | 25620 | 55010 | 53767 | 18236 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| газ | 238405 | 261764 | 379300 | 313514 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Мини ТЭЦ и ДЭС: | 24148 | 75876 | 167314 | 201590 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| газ | 0 | 40941 | 132378 | 166654 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| дизтопливо | 24148 | 34936 | 34936 | 34936 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| Котельные различных ведомств: | 734565 | 823981 | 1008377 | 1193301 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| газ | 491700 | 505300 | 528000 | 556500 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| уголь | 154800 | 133137 | 280107 | 419231 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| мазут | 9065 | 34858 | 37352 | 37862 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| нефть, конденсат, дизтопливо | 43750 | 105176 | 115919 | 120959 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+| дрова и прочие | 35250 | 45509 | 47000 | 58750 |+------------------------------------------+---------+---------+---------+---------+ 5.15. Капиталовложения в новые объекты электроэнергетики и теплового хозяйства При формировании Энергетической стратегии Томской области наперспективу до 2020 года были учтены проектные и предпроектныепредложения по развитию ТЭЦ-3, ядерной энергетики, перспективнымэнергетическим объектам с природного и попутного нефтяного газа,строительству мини-ТЭЦ и котельных по состоянию на 2007 год(таблица 5.40) Таблица 5.40. Сводные удельные капиталовложения в энергетические объекты--------------------------------------------------------------------TT--------------------------------TT------------------------------¬¬¦¦ Наименование объекта ¦¦ Размерность ¦¦ Величина ¦¦++------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------------++¦¦Т-50-90 - уголь ¦¦тыс. руб./кВт ¦¦13,5 - 15,9 ¦¦++------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------------++¦¦К-215-130 (с котлами ЦКС) - уголь¦¦тыс. руб./кВт ¦¦25,6 ¦¦++------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------------++¦¦Угольная ГРЭС с блоками 660 МВт ¦¦тыс. руб./кВт ¦¦32,2 ¦¦++------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------------++¦¦ТЭЦ-4 (2*Т-115-130 с котлами ЦКС)¦¦тыс. руб./кВт ¦¦35,6 ¦¦++------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------------++¦¦АЭС (ВВЭР-1200) ¦¦тыс. руб./кВт ¦¦47,7 - 63,7 ¦¦++------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------------++¦¦Мини-ТЭЦ (с блоками 2,5 и 4 МВт) ¦¦тыс. руб./кВт ¦¦20,1 - 23,9 ¦¦++------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------------++¦¦ГТЭС на ПНГ (с блоками 4 - 6 МВт)¦¦тыс. руб./кВт ¦¦16,3 ¦¦++------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------------++¦¦Реконструкция ПРК ¦¦тыс. руб./Гкал/ч¦¦251,2 ¦¦++------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------------++¦¦Котельные: ¦¦ ¦¦ ¦¦¦¦газовые ¦¦тыс. руб./Гкал/ч¦¦1733,3 - 2260,8¦¦¦¦угольные ¦¦тыс. руб./Гкал/ч¦¦2512,0 - 3014,3¦¦¦¦мазутные ¦¦тыс. руб./Гкал/ч¦¦1507,2 - 2260,8¦¦++------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------------++¦¦Тепловые сети (1000 - 1200 мм) ¦¦тыс. руб./км ¦¦32656,0 ¦¦++------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------------++¦¦ВЛ-500 ¦¦тыс. руб./км ¦¦3768,0 ¦¦LL------------------------------------------------------------------++--------------------------------++-------------------------------- Для развития топливно-энергетического комплекса Томскойобласти необходимо в период 2007 - 2020 годов вложить 166,4 млрдруб. Основные инвестиции приходятся на строительство Северской АЭСи линий электропередачи для выдачи мощности (таблица 5.41). Таблица 5.41. Инвестиции в объекты электроэнергетики и теплового хозяйства (вариант-4), млн руб.+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| Вариант-4 | 2005 г. | 2010 г. | 2015 г. | 2020 г. || | факт | прогноз | прогноз | прогноз |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| Капиталовложения, млн руб. | 177 | 3009 | 115049,2 | 48305,7 |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| ОАО "Томскэнерго": | 50 | 1175 | 50 | 8460 |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| ГРЭС-2 (Т-50) | | 825 | | |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| Новая ТЭЦ-4 | | | | 8460 |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| Реконструкция ПРК | 50 | 350 | 50 | |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| ФГУП "СХК": | 127 | | 87650 | 26180 |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| Перевод ТЭЦ на газ | 127 | | | |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| Северская АЭС | | | 87650 | 26180 |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| Мини-ТЭЦ: | | 1261,0 | 1209 | 494 |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| ГТУ ТЭЦ в Томске | | | 1040 | |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| ГТУ ТЭЦ в Томском районе | | 247 | | |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| ГТУ ТЭЦ в районах | | | | 494 |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| ГТУ нефтегазового комплекса | | 1014 | 169 | |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| ЛЭП | | | 25370 | 12310 |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| Котельные, млн руб., в т.ч.: | | 573,0 | 770,2 | 861,7 |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| газовые котельные | | 359,4 | 483,1 | 442,8 |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| угольные котельные | | 198,1 | 266,3 | 396,8 |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+| мазутные котельные | | 15,5 | 20,8 | 22,1 |+-------------------------------------+----------+----------+----------+-----------+ Анализ структуры топливоснабжения показывает ( не приводится),что: при минимальных уровнях энергопотребления суммарный расходтоплива увеличится к 2020 году на 47 - 64 процента (вариант-1 ивариант-2); при максимальных уровнях энергопотребления суммарный расходтоплива увеличится к 2020 году на 34 - 43 процента (вариант-3 ивариант-4). Рисунок 5.17. Динамика изменения суммарного расхода топлива на объекты электроэнергетики и теплоснабжения Томской области Рисунок не приводится. К 2020 году удается достичь бездефицитного энергопотребления (не приводится) в Томской области и оптимальной структурытопливоснабжения по видам топлива, что можно считать оптимальным ис позиций энергетической безопасности региона. Рисунок 5.18. Динамика баланса электрической мощности Томской области в перспективе до 2020 года, МВт Рисунок не приводится. 6. ОЦЕНКА ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ И НЕТРАДИЦИОННЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ 6.1. Технический потенциал возобновляемых и нетрадиционных источников энергии для Томской области Оценки технически реализуемого потенциала возобновляемых инетрадиционных источников энергии позволили определить техническийпотенциал для основных видов возобновляемых и нетрадиционныхисточников энергии, среди которых наиболее привлекательным выглядитэнергия ветра (таблица 6.1). Таблица 6.1. Ежегодный технический потенциал возобновляемых и нетрадиционных источников энергии для Томской области+----------------------------------+------------------------+----------------------+| | Годовое производство | Годовое || Наименование | электроэнергии, | производство тепла, || | кВт.ч | млн Гкал |+----------------------------------+------------------------+----------------------+| Ветровая энергия | 100 - 402 | - |+----------------------------------+------------------------+----------------------+| Солнечная энергия | 15 - 25 | 36 |+----------------------------------+------------------------+----------------------+| Малые гидроэлектростанции | 4,1 | - |+----------------------------------+------------------------+----------------------+| Биомасса | 4,7 | 26 |+----------------------------------+------------------------+----------------------+| Геотермальная энергия | - | 76 |+----------------------------------+------------------------+----------------------+ Приведенные значения характеризуют суммарные техническиевозможности производства энергии с помощью возобновляемых инетрадиционных источников энергии. В большинстве случаев такиеоценки получаются существенно завышенными. Сопоставление данных таблицы с современным уровнемпроизводства в Томской области электрической (5,5 млрд кВт.ч) итепловой энергии (12,3 млн Гкал) показывает, что техническийпотенциал возобновляемых и нетрадиционных источников энергиизначительно превосходит потребности в энергии. Для оценки реальных возможностей применения возобновляемых инетрадиционных источников энергии в первую очередь необходимоопределить их экономический потенциал, т.е. ту часть техническогопотенциала, использование которого может быть эффективно присуществующих и прогнозных показателях энергоустановок длясуществующих и прогнозных нагрузок (потребностях в энергии). 6.2. Экономический потенциал возобновляемых и нетрадиционных источников энергии Для определения экономического потенциала возобновляемых инетрадиционных источников энергии требуется проведение сериитехнико-экономических исследований непосредственно по конкретнымпунктам их возможного размещения (технико-экономическое обоснованиепроектов). На основании экономических оценок проведено ранжированиетехнологий возобновляемых и нетрадиционных источников энергии поэффективности. Для районов децентрализованного электроснабжения, вкоторых электроэнергию вырабатывают дизельные электростанции, даныколичественные оценки возможной выработки возобновляемых инетрадиционных источников энергии, конкурирующих с дизельнымиэлектростанциями. Такой анализ позволяет наметить подходы к разработке программыразвития возобновляемых и нетрадиционных источников энергии вТомской области, в том числе определить пилотные проекты, длякоторых в первую очередь целесообразна разработкатехнико-экономического обоснования. Рассмотренные технологии можно ранжировать в порядке убыванияих эффективности следующим образом. 1. Газогенераторные электростанции на древесном топливеэффективны в районах децентрализованного электроснабжения. В случаеконкуренции с дизельными электростанциями они вырабатываютсущественно (в несколько раз) более дешевую электроэнергию иявляются наиболее предпочтительными источниками электрическойэнергии для изолированных потребителей. Томская область богата лесными ресурсами. В период наибольшегоразвития лесопромышленной деятельности отходы отрасли составляли260 тыс. т. Даже во время наибольшего развития лесозаготовок леснаяпромышленность использовала лишь около четвертой части древесногозапаса, подлежащего рубке, что привело к накоплению спелых иперестойных насаждений. С учетом этого при коэффициенте полезного действиягазогенераторных электростанций 20 процентов возможностипроизводства электроэнергии для Томской области в целом составляютпримерно 160 - 640 млн кВт.ч (т.е. 3 - 12 процентов суммарногопроизводства электроэнергии). 2. Ветроэнергетические установки конкурентоспособны посравнению с дизельными электростанциями в районахдецентрализованного электроснабжения при средней скорости ветраболее 3,4 м/с (такие скорости характерны для значительногоколичества населенных пунктов). Их использование позволяетуменьшить выработку электроэнергии на дизельных электростанциях иэкономить дорогое дизельное топливо. 3. Малые гидроэлектростанции деривационного типа в отдельныхслучаях могут оказаться эффективными для электроснабженияизолированных потребителей, однако условия для строительства такихгидроэлектростанций в Томской области неблагоприятны вследствиеравнинности рельефа. Возможные масштабы развития малойгидроэнергетики невелики - несколько установок единичной мощностьюпорядка сотен киловатт. 4. Большие запасы торфа позволяют (в случае наращивания егодобычи и производства топливных брикетов) значительно снизитьзависимость Томской области от привозного угля, потребляемогокотельными. Ограничений на возможности добычи торфа не выявлено. 5. Геотермальное теплоснабжение конкурентоспособно скотельными на всей территории области. Пункты, в которых выявленытермальные месторождения, имеются потребности в тепловой энергии, ицелесообразно строительство соответствующих систем: в Асино,Тегульдете, Зырянском, Первомайском, Белом Яре, Бакчаре, Подгорном,Степановке, Назино, Колпашево, Катайге, Нарыме, Парабели, Каргаскеи других населенных пунктах. 6. Тепловые насосы, использующие низкопотенциальное тепло, врайонах централизованного электроснабжения (там, где электроэнергиядешевле) приблизительно равноэкономичны по сравнению с котельными.Их внедрение может быть целесообразно по неэкономическим(экологическим или социальным) критериям. 7. Геотермальные электростанции в принципе могли бы бытьпостроены в Томской области, однако низкая температура термальныхвод требует разработки специального оборудования, которое внастоящее время на рынке недоступно. 8. Использование солнечной энергии для электро- илитеплоснабжения экономически неэффективно и применение этихтехнологий в заметных масштабах нецелесообразно. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии обеспечиваютнаибольший экономический эффект в районах децентрализованногоэлектроснабжения, где они конкурируют с дизельнымиэлектростанциями. Характеристики дизельных электростанций зоныдецентрализованного электроснабжения Томской области предоставленырайонными администрациями (). Основные затраты на электроснабжение связаны с закупкойдизельного топлива, его удельный расход характеризуетсязначительным разбросом и лежит в интервале 350 - 720 г у.т./кВт.ч;стоимость отпускаемой потребителям электрической энергии оченьвысока (4,9 - 9,8 руб./кВт.ч). Во всех указанных районах возможно (и экономично)использование для электроснабжения либо газогенераторныхэлектростанций, либо ветроэнергетических установок (). В сумме соответствующий потенциал этих технологий равенвыработке дизельных электростанций и экспертно разделен между этимитехнологиями с учетом наличия в данном районе древесных отходовлесозаготовительной и лесоперерабатывающей промышленности (мощностилесопромышленного комплекса сосредоточены в основном вВерхнекетском, Первомайском, Асиновском, Колпашевском,Молчановском, Тегульдетском и Парабельском районах) и пунктов сдостаточной скоростью ветра для обеспечения экономичной работыветроэнергетических установок. Таблица 6.2. Характеристики дизельных электростанций в зоне децентрализованного электроснабжения Томской области (2005 году)+-------------------+-----------+----------+------------+---------+---------+---------+-------------+| Район | | Полезный | Потери и | Расход | Расход | Затраты,| Затраты, || (населенный | Выработка,| отпуск, | собственные| топлива,| топлива,| млн | млн || пункт) | млн кВт.ч | млн кВт.ч| нужды, % | т | г у.т./ | руб./год| руб./кВт.ч || | | | | | кВт.ч | | |+-------------------+-----------+----------+------------+---------+---------+---------+-------------+| Александровский | | | | | | | || район | | | | | | | |+-------------------+-----------+----------+------------+---------+---------+---------+-------------+| п. Новоникольское | 0,56 | 0,48 | 13,6 | 276 | 719 | 4,70 | 9,23 |+-------------------+-----------+----------+------------+---------+---------+---------+-------------+| с. Назино | 0,80 | 0,69 | 13,6 | 299 | 542 | 3,28 | 4,49 |+-------------------+-----------+----------+------------+---------+---------+---------+-------------+| с. Лукашкин Яр | 0,80 | 0,69 | 13,6 | 246 | 446 | 3,30 | 4,49 |+-------------------+-----------+----------+------------+---------+---------+---------+-------------+| Верхнекетский | 5,15 | 4,45 | 13,6 | 1674 | 472 | 36,59 | 7,76 || район | | | | | | | |+-------------------+-----------+----------+------------+---------+---------+---------+-------------+| Каргасокский | 10,74 | 9,25 | 13,9 | 3558 | 480 | нет | нет данных || район | | | | | | данных | |+-------------------+-----------+----------+------------+---------+---------+---------+-------------+| Колпашевский | 1,48 | 1,28 | 13,6 | 527 | 516 | 11,40 | 8,42 || район | | | | | | | |+-------------------+-----------+----------+------------+---------+---------+---------+-------------+| Молчановский | 1,21 | 1,04 | 13,8 | 320 | 385 | 6,60 | 5,99 || район | | | | | | | |+-------------------+-----------+----------+------------+---------+---------+---------+-------------+| Парабельский | 5,76 | 4,98 | 13,5 | нет | 347 | нет | 4,35 || район | | | | данных | | данных | |+-------------------+-----------+----------+------------+---------+---------+---------+-------------+ Таблица 6.3. Оценка возможностей использования возобновляемых и нетрадиционных источников энергии для производства электроэнергии в районах децентрализованного электроснабжения, млн кВт.ч+----------------------------+----------+-------------------+| Район | ВЭУ | ГГЭС на биомассе |+----------------------------+----------+-------------------+| Александровский | 1,1 | 1,1 |+----------------------------+----------+-------------------+| Верхнекетский | 0,2 | 5,0 |+----------------------------+----------+-------------------+| Каргасокский | 2,0 | 8,7 |+----------------------------+----------+-------------------+| Колпашевский | 0,5 | 1,0 |+----------------------------+----------+-------------------+| Молчановский | 0,4 | 0,8 |+----------------------------+----------+-------------------+| Парабельский | 1,5 | 4,0 |+----------------------------+----------+-------------------+ Таким образом, получается следующая оценка потребных мощностейна базе использования возобновляемых и нетрадиционных источниковэнергии для населенных пунктов с электроснабжением от дизельныхэлектростанций: а) электрическая мощность ветроэнергетических установок - 2 -3 МВт; б) электрическая мощность газогенераторных электростанций - 5- 6 МВт. Полученные оценки экономического потенциала и возможныхмасштабов использования возобновляемых и нетрадиционных источниковэнергии в Томской области в дальнейшем могут корректироваться помере изменения цен на топливо, уточнения прогнозов развитияотдельных технологий и появления иной новой информации. Кроме того,требуется детализация информации в разрезе районов и отдельныхнаселенных пунктов. Это свидетельствует о необходимостипериодического повторения и уточнения подобных расчетов и оценок. 6.3. Предложения по пилотным проектам энергоисточников на базе возобновляемых и нетрадиционных источников энергии на территории Томской области Для Томской области наиболее эффективным направлением развитиявозобновляемых и нетрадиционных источников энергии являетсявнедрение газогенераторных электростанций с целью экономии топлива,потребляемого дизельными электростанциями. Одним из перспективныхрайонов для строительства газогенераторных электростанций являетсяВерхнекетский район, где самая крупная дизельная электростанциянаходится в п. Степановка. В 2006 году на дизельных электростанцияхвыработано 2,4 млн кВт.ч при удельном расходе дизельного топлива424 г у.т./кВт.ч. Средняя цена дизельного топлива - 15055 руб./т,цена дров - около 982 руб./т у.т. (). Предлагается рассмотретьвозможность строительства в этом поселке газогенераторнойэлектростанции на древесном топливе мощностью 500 кВт (разработкаНПО "Инверсия", г. Екатеринбург). В качестве второго пилотного проекта целесообразно рассмотретьвозможность строительства ветроэнергетической установки в с.Новоникольское Александровского района. Этот населенный пунктвыбран исходя из того, что средняя годовая скорость ветра в немодна из наивысших в Томской области (4,1 м/с), а дизельнаяэлектростанция с выработкой 0,6 млн кВт.ч/год работает крайненеэффективно с удельным расходом топлива 719 г у.т./кВт.ч (). Вданном пункте предполагается использование ветроэнергетическойустановки "Муссон-Ф30" мощностью 30 кВт. Таблица 6.4. Характеристики системы электроснабжения+---------------------------------------------+----------------+-------------------+| Наименование | Степановка | Новоникольское |+---------------------------------------------+----------------+-------------------+| Потребность в электроэнергии, тыс. кВт.ч | 2400 | 600 |+---------------------------------------------+----------------+-------------------+| Цена дизтоплива, руб./т | 15055 | 22710 |+---------------------------------------------+----------------+-------------------+| Расход топлива на ДЭС, г у.т./кВт.ч | 424 | 719 |+---------------------------------------------+----------------+-------------------+| Затраты, руб./кВт.ч | 5,54 | 9,78 |+---------------------------------------------+----------------+-------------------+| Цена дизельного топлива, руб./т у.т. | 9820 | 14730 |+---------------------------------------------+----------------+-------------------+ Коммерческая эффективность определялась при годовой нормедисконта 10 процентов, ставке налога на прибыль 24 процента, наимущество - 2 процента. В связи с тем, что газогенераторнаяэлектростанция вырабатывает лишь часть потребляемой электроэнергии,она работает в базисном режиме (пиковая нагрузка покрывается отдизельной электростанции). Годовое число часов работыветроэнергетической установки определяется вероятностнымраспределением скорости ветра. Тарифы на электроэнергию, вырабатываемую газогенераторнойэлектростанцией и гидроэлектростанцией, приняты меньшими, чемсовременные удельные затраты на производство электроэнергии надизельной электростанции. Как показывают результаты расчета, проект строительствагазогенераторной электростанции оказывается чрезвычайноэффективным: при тарифе 3,7 руб./кВт.ч он окупается за 2 года иимеет внутреннюю норму возврата 73 процента (таблица 6.5). Таблица 6.5. Технико-экономические показатели проектов строительства газогенераторной электростанции и ветроэнергетической установки----------------------------------------------------------------------------------------TT--------------------------------TT------------------------¬¬¦¦ ¦¦Газогенераторная¦¦Ветроэнерге-¦¦¦¦ Показатель ¦¦ электростанция ¦¦тическая ¦¦¦¦ ¦¦ ¦¦установка ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++¦¦Установленная мощность, кВт ¦¦ 200 ¦¦ 30 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++¦¦Удельные капиталовложения, руб./кВт ¦¦ 18412,5 ¦¦ 55237,5 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++¦¦Инвестиции, тыс. руб. ¦¦ 3682,5 ¦¦ 1657,1 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++¦¦Постоянные издержки, % от капиталовложений ¦¦ 10 ¦¦ 2,5 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++¦¦Амортизация, % ¦¦ 6 ¦¦ 6 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++¦¦Число часов использования установленной ¦¦ 7000 ¦¦ 2190 ¦¦¦¦мощности, час./год ¦¦ ¦¦ ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++¦¦Расход электроэнергии на собственные нужды,¦¦ 5 ¦¦ 2 ¦¦¦¦% ¦¦ ¦¦ ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++¦¦Срок службы (период реализации проекта), ¦¦ 20 ¦¦ 20 ¦¦¦¦лет ¦¦ ¦¦ ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++¦¦Удельный расход топлива, г у.т./кВт.ч ¦¦ 680 ¦¦ - ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++¦¦Цена топлива, руб./т у.т. (2010 г./2020 г.)¦¦ 1104,8/ ¦¦ - " - ¦¦¦¦ ¦¦ 1227,5 ¦¦ ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++¦¦Отпуск электроэнергии, тыс. кВт.ч/год ¦¦ 1330 ¦¦ 64,4 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++¦¦Тариф, руб./кВт.ч ¦¦ 3,7 ¦¦ 6,1 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++¦¦Чистый дисконтированный доход, тыс. руб. ¦¦ 18940,3 ¦¦ 709,5 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++¦¦Срок окупаемости, лет ¦¦ 2 ¦¦ 10 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++¦¦Внутренняя норма доходности, % ¦¦ 73 ¦¦ 15,8 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++¦¦Минимальный тариф, руб./кВт.ч ¦¦ 1,5 ¦¦ 4,4 ¦¦++--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++------------------------++¦¦Экономия дизельного топлива, т/год ¦¦ 389 ¦¦ 31,9 ¦¦¦¦тыс. руб./год ¦¦ 5548,3 ¦¦ 682,5 ¦¦LL--------------------------------------------------------------------------------------++--------------------------------++-------------------------- В данном случае экономический эффект в основном получаетинвестор и частично за счет снижения тарифа по сравнению ссовременным уровнем - потребители. Имеется возможностьперераспределить этот эффект в пользу потребителей, снижая тариф.Минимальный тариф, при котором проект еще остается эффективным(окупается за срок службы, т.е. дает инвестору приемлемый доход навложенный капитал), равен 1,5 руб./кВт.ч, что более чем в 3 разаменьше, чем современные удельные затраты на производствоэлектроэнергии на дизельной электростанции. Проект использования ветроэнергетической установки в п.Новоникольское также экономически эффективен. Однако этаэффективность в значительной степени обусловлена дороговизнойтоплива и большими затратами на существующей дизельнойэлектростанции, в связи с чем он анализировался при тарифе 6,1руб./кВт.ч. Минимальная цена электроэнергии (4,4 руб./кВт.ч)незначительно ниже, чем затраты на более эффективно работающихдизельных электростанциях (например, в рассмотренном п.Степановка). Поэтому перенесение этого проекта в другие аналогичныенаселенные пункты может сделать его неэффективным. Несмотря на это,более подробный анализ такого проекта (в рамкахтехнико-экономического обоснования) представляет определенныйинтерес. Кроме этих двух пилотных проектов целесообразен также анализэкономической эффективности системы геотермального теплоснабжения водном из населенных пунктов области. Предварительные оценкипоказывают, что такой проект может оказаться эффективным. 7. СОЗДАНИЕ ДЕМОНСТРАЦИОННЫХ ЗОН ВЫСОКОЙ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ Демонстрационная зона высокой энергетической эффективностипредставляет собой систему комплексного энергоснабжения, в которойсоздаются условия для эффективного использованиятопливно-энергетических ресурсов, решения организационных,технических, экономических и нормативно-правовых проблем поприоритетным направлениям энергосбережения, концентрациипроизводственного и научно-технического зарубежного иотечественного опыта с целью дальнейшего развития экономики исоциальной сферы. Такие зоны могут быть созданы в Колпашево, Асино и другихнаселенных пунктах области. В структуре такой зоны высокой энергетической эффективностидолжны быть созданы энергосервисные компании по эксплуатацииобъектов производства, транспорта и распределениятопливно-энергетических ресурсов, организованы постояннодействующие инженерные центры для обучения и переподготовкиспециалистов в области энергосбережения, оказания консалтинговыхуслуг, проведения целевых семинаров и других мероприятийинформационного обеспечения деятельности по рациональномуиспользованию топливно-энергетических ресурсов. При создании демонстрационной зоны высокой энергоэффективностив г. Колпашево были использованы следующие основные принципы: применение новых прогрессивных технологий и оборудования дляпроизводства, транспортировки и распределения тепловой энергии; внедрение энергосберегающих мероприятий; обеспечение коммерческой привлекательности и рентабельностидемонстрационных проектов. Анализ различных вариантов схемы комплексного энергоснабженияг. Колпашево и с. Тогур показал, что оптимальными следует признатьварианты реконструкции системы теплоснабжения с монтажомгазопоршневых мини-ТЭЦ и заменой существующих муниципальных иведомственных угольных и мазутных котельных на новые модульныегазовые котельные. Суммарные капиталовложения составляют порядка 465 млн руб. (г.Колпашево) и 116 млн руб. (с. Тогур). 8. ОЦЕНКА ФИНАНСОВЫХ РИСКОВ РАЗВИТИЯ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА РЕГИОНА В ПЕРСПЕКТИВЕ Типов рисков достаточно много, это - производственные,предпринимательские, банковские, кредитные, инвестиционные,инновационные, ценовые, страховые, экологические, информационные,погодные, политические, финансовые, маркетинговые, технические,кроме того, региональные и другие, а также их комбинации. Для анализа вариантов развития топливно-энергетическогокомплекса региона наиболее важными следует признать риски,приводящие к убыткам. Это финансовые риски, которые по своейприроде являются спекулятивными, они связаны с вложениями капитала.К ним относятся кредитные, процентные, валютные риски и рискупущенной финансовой выгоды. Опасность кредитного риска заключаетсяв возможной неуплате заемщиком основного долга и процентов,причитающихся кредитору. Процентный риск несет опасность потерькоммерческими предприятиями (банками, фондами, компаниями) врезультате превышения процентных ставок, выплачиваемых ими попривлеченным средствам, над ставками по предоставленным кредитам.Опасность валютных рисков связана с изменением курса иностранной(или национальной) валюты. Риск упущенной финансовой выгоды - этокосвенный финансовый ущерб, например, недополучение прибыли врезультате падения цен на энергетические услуги. Финансовый риск может рассматриваться как вероятностьнаступления потери и поэтому, как всякая вероятностная величина,может оцениваться либо объективно на основании статистическихнаблюдений, либо субъективно - на основании опыта эксперта илилица, принимающего решение. Соответственно, к анализу и оценкефинансового риска могут применяться вероятностные и статистическиеметоды. Риски недополучения доходов были определены для существующих иновых котельных на разных видах топлива (газе, мазуте, углепривозном и местном), а также для новых газовых мини-ТЭЦ. При этомоказалось, что из-за высокой стоимости мазута сооружение котельныхна этом виде топлива не окупится даже за 20 лет функционирования. Предполагается, что существующие угольные котельные будутперевооружаться путем ввода механизированных котлов, а местное неочень качественное топливо будет проходить предварительнуюподготовку для уменьшения негативного воздействия на окружающуюсреду. Это повлечет за собой, с одной стороны, повышениекоэффициента полезного действия котельных, а с другой стороны,увеличение стоимости топлива на 20 - 40 процентов. Мини-ТЭЦ позволяют реализовывать не только тепловую, но иэлектрическую энергию, что имеет большое значение приконкурировании с другими источниками, несмотря на сложности с"вписыванием" в электроэнергетическую систему. Анализ показал, что очень рискованно ожидать получение доходовот мелких (мощностью до 5 Гкал/ч) котельных на газе. Однако ихстроительство будет оправданно для котельных единичной мощностью 20Гкал/час и более, если оно будет способствовать улучшению экологии.В противном случае, при складывающихся в настоящее время ценах, этослишком рискованное мероприятие и предпочтение следует отдатьстроительству угольных котельных, особенно использующих привознойкачественный высокосортный уголь. Однако надеяться на высокиедоходы от котельных мощностью около 5 Гкал/ч бесперспективно, рисксоставляет 86 и 96%, но окупятся вложения наверняка. Другое дело -строительство угольных котельных мощностью 20 Гкал/ч. Как показалирасчеты, это безрисковое мероприятие при внедрении эффективныхтехнологий сжигания угля. Перевооружение угольных котельных может оказаться выгодным,если взамен существующих котлов с коэффициентом полезного действияменее 60 процентов будут смонтированы новые угольные котлы скоэффициентом полезного действия 75 - 82 процента. При этомрешающую роль также будет играть цена на привозной уголь, хотяожидать высоких доходов от мелких котельных тоже не имеет смысла. Утаких котельных мощностью 5 Гкал/ч. риск не получить доход высок исоставляет 80 - 85 процентов, но рассчитывать на умеренный доходможно. Следовательно, инвестиции окупятся и наверняка принесутдоход. Как и в случае с газовыми котельными, угольные котельныемощностью 20 Гкал/ч. более выгодны. Это фактически беспроигрышноевложение инвестиций. Относительно мини-ТЭЦ можно с уверенностью утверждать, что этонаиболее рациональное, хотя и с некоторым риском потерятьинвестиции, использование газа в источниках энергоснабжения.Наиболее рациональное использование их диктуется возможностьюпроизводить электроэнергию, а значит, строить их выгодно визолированных от энергосистемы и удаленных (от основныхэнергоисточников области) районах, где использование электроэнергиибудет продиктовано не только экономикой, но и повышением надежностиэнергоснабжения. В рамках анализа энергетических стратегий развитиятопливно-энергетического комплекса региона на перспективу до 2020года были рассмотрены основные варианты ( не приводится). Из угольной стратегии анализировались два варианта напривозном и один на местном угле: развитие газотурбинных электростанций на базе попутногонефтяного газа суммарной мощностью 67 МВт рассматривается вкомбинации со строительством небольших мини-ТЭЦ (ГТУ-ТЭЦ); строительства конденсационных угольных блоков электрическоймощностью 215 МВт на ТЭЦ-3; строительство теплофикационных угольных блоков электрическоймощностью 115 МВт на местном угле. ------------------------------------------------¬¬ ¦¦Системы энергоснабжения¦¦ LL----------------------TT------------------------ ¦¦----------------------------------------------------¬¬ ++--------------------++ "Угольные"варианты ¦¦ ¦¦LL---------------------------------------------------- ¦¦----------------------------------------------------¬¬ ++--------------------++ Вариант сместным углем ¦¦ ¦¦LL---------------------------------------------------- ¦¦----------------------------------------------------¬¬ ++--------------------++ "Газовый"вариант ¦¦ ¦¦LL---------------------------------------------------- ¦¦----------------------------------------------------¬¬ ++--------------------++ "Ядерный"вариант ¦¦ ¦¦LL---------------------------------------------------- ¦¦----------------------------------------------------¬¬ ++--------------------++"Ядерно-газовый"вариант ¦¦ ¦¦LL---------------------------------------------------- ¦¦----------------------------------------------------¬¬ ++--------------------++"Газо-угольный" вариант ¦¦ ¦¦LL---------------------------------------------------- ¦¦----------------------------------------------------¬¬ LL--------------------++"Ядерно-угольный"вариант¦¦ LL------------------------------------ Рисунок 8.1. Дерево вариантов для развития ТЭК региона Из газовой стратегии анализировался вариант комбинацииПГУ-450Т с мини-ТЭЦ суммарной мощностью 131 МВт. Из ядерной стратегии анализировался вариант сооружения новойАЭС мощностью 2300 МВт. В ядерно-газовой стратегии рассматривается вариант с развитиемТЭЦ-3 на базе блока ПГУ-450Т, строительством мини-ТЭЦ и ГТЭС напопутном газе, строительством АЭС мощностью 2300 МВт. В газо-угольной стратегии был рассмотрен вариант среконструкцией ТЭЦ "СХК", выводом существующих ядерных реакторов изэксплуатации, вводом газовых энергоблоков на ТЭЦ-3 и мини-ТЭЦ. В ядерно-угольной стратегии был рассмотрен вариант среконструкцией ТЭЦ "СХК", выводом существующих ядерных реакторов изэксплуатации, вводов угольных энергоблоков на ТЭЦ-3, мини-ТЭЦ истроительством Северской АЭС. Для анализа рисков перечисленных вариантов были проведенырасчеты суммарных приведенных затрат для неблагоприятных, дляблагоприятно складывающихся и для средних условий. Исходя изполученных таким образом затрат, нечетко определенных наперспективу, вычислены величины рисков превышения затрат (). Риск всегда выше у вариантов с высокими приведеннымизатратами. К ним относятся вариант с парогазовой установкой изгазовой и газо-угольной стратегий и вариант из ядерной стратегии сАЭС. У варианта с АЭС из-за высоких капиталовложений риск превыситьдопустимые параметры может достигать 100 процентов, потому что присамых благоприятно складывающихся для этого варианта условияхсуммарные приведенные затраты намного выше допустимых величин. Таблица 8.1. Величины рисков превышения затрат+-------------------------------------------------------------------------+--------+| Варианты энергоснабжения | Риск, || | % |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ-3 (Т-185, уголь), ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового | 76,8 || комплекса, ТЭЦ СХК, уголь) | |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ-3 (Т-185, уголь), ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового | 70,2 || комплекса, КЭС (К-215, уголь) | |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ-3 (Т-185, местный уголь), ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового | 81,3 || комплекса, КЭС (К-215, местный уголь) | |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ СХК, газ, ТЭЦ-3 (ПГУ-450Т), ГТУ ТЭЦ (мин.) | 100 |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ СХК, уголь, АЭС-4000, ВЛ-500 кВ | 100 |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ СХК, уголь, АТЭЦ-950, ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового | 98,6 || комплекса, ТЭЦ-3 (ПГУ-450Т) | |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ СХК, уголь, ТЭЦ-3 (ПГУ-450Т), ГТУ ТЭЦ (макс.) | 100 |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ-3 (Т-185, уголь), ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового | 22,1 || комплекса, ТЭЦ СХК, уголь) | |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ-3 (Т-185, уголь), ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового | 16,5 || комплекса, КЭС (К-215, уголь) | |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ-3 (Т-185, местный уголь), ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового | 27 || комплекса, КЭС (К-215, местный уголь) | |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ СХК, газ, ТЭЦ-3 (ПГУ-450Т), ГТУ ТЭЦ (мин.) | 99,9 |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ СХК, уголь, АЭС-4000, ВЛ-500 кВ | 100 |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ СХК, уголь, АТЭЦ-950, ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового | 84,4 || комплекса, ТЭЦ-3 (ПГУ-450Т) | |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ СХК, уголь, ТЭЦ-3 (ПГУ-450Т), ГТУ ТЭЦ (макс.) | 97,2 |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ-3 (Т-185, уголь), ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового | 3,7 || комплекса, ТЭЦ СХК, уголь) | |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ-3 (Т-185, уголь), ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового | 1,7 || комплекса, КЭС (К-215, уголь) | |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ-3 (Т-185, местный уголь), ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового | 4,7 || комплекса, КЭС (К-215, местный уголь) | |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ СХК, газ, ТЭЦ-3 (ПГУ-450Т), ГТУ ТЭЦ (мин.) | 94 |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ СХК, уголь, АЭС-4000, ВЛ-500 кВ | 100 |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ СХК, уголь, АТЭЦ-950, ГТУ ТЭЦ (мин.), ГТЭС нефтегазового | 30,1 || комплекса, ТЭЦ-3 (ПГУ-450Т) | |+-------------------------------------------------------------------------+--------+| ТЭЦ СХК, уголь, ТЭЦ-3 (ПГУ-450Т), ГТУ ТЭЦ (макс.) | 83,1 |+-------------------------------------------------------------------------+--------+ Наименее рисковыми для вкладываемых инвестиций можно назватьтри рассмотренных варианта из угольной стратегии: с мини-ТЭЦ ииспользованием угля на теплоэлектроцентралях и конденсационныхэлектростанциях. Достаточно вероятно (риск составляет около 70 - 80процентов в первых трех строках последней таблицы), что затратыпревысят допустимые пределы. Затем риск снижается и составляет от17 до 27 процентов. Велика вероятность (98,6 и 84,4 процента), что вариант с АЭСиз ядерно-газовой стратегии потребует затрат больше, чемпланировалось, однако затраты выше допустимой величины инвесторовне должны "пугать", так как риск превышения допустимых затрат непревышает 30 процентов. Таким образом, анализ риска вложений инвестиций как с точкизрения получения доходов, так и с точки зрения минимизацииприведенных затрат в условиях неопределенных исходных данныхпоказал, что к наименее рискованным перспективным источникамтеплоснабжения следует отнести: а) котельные на угле; б) мини-ТЭЦ на газе. Из вариантов перспективного развития топливно-энергетическогокомплекса региона к наименее рискованным, а следовательно, наименеезатратным относятся варианты угольной и ядерно-газовой стратегий. 9. ОСНОВНЫЕ МЕХАНИЗМЫ СТАБИЛИЗАЦИИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ И РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ РЕГИОНА Томская область является регионом с существенным потенциаломсоциально-экономического развития, в том числе в областитопливно-энергетического комплекса. В области существуетинфраструктура государственного управления и регулирования в сферетопливно-энергетического комплекса, а также нормативно-правоваябаза инвестиционной деятельности в топливно-энергетическомкомплексе. Основной проблемой развития топливно-энергетического комплексаТомской области является отсутствие механизмов достаточногофинансирования входящих в топливно-энергетический комплексотраслей. Возможными источниками финансирования являются бюджетыразных уровней, энерго- и топливоснабжающие организации ипотребители топливно-энергетических ресурсов. За счет средств областного бюджета финансируется развитиегазификации области. В сентябре 2006 года был подписан договормежду Администрацией Томской области и ОАО "Газпром" о газификацииТомской области. В соответствии с Программой газификации российскихрегионов на 2005 - 2007 годы ОАО "Газпром" берет на себяобязательство реализовать на территории Томской области проектстроительства газопровода к г. Колпашево и с. Тогур. Со своейстороны Администрация области должна обеспечить строительствораспределительных газопроводов и подготовку потребителей к приемугаза. В целом следует признать, что развитие электроэнергетики нефинансируется из бюджета области. Соответственно, из-заограниченности средств областного бюджета мероприятия в рамкахЭнергетической стратегии Томской области не могут бытьпрофинансированы. Поэтому необходимо делать упор на созданиеблагоприятного инвестиционного климата. Привлечениенегосударственных инвестиций актуально в электроэнергетике из-за еедефицитности и высокой степени изношенности существующегоэнергетического оборудования. Нормативную правовую базу стимулирования инвестиций составляютТомской области от 18 марта 2003 года N 29-ОЗ "О государственнойподдержке инвестиционной деятельности в Томской области" исопутствующие нормативные правовые акты. На заседании Правительства Российской Федерации 30 ноября 2006года было принято решение, в соответствии с которым МинпромэнергоРоссии, Минэкономразвития России, Минфину России, Федеральнойантимонопольной службе России, Федеральной службе по тарифамРоссии, Росэнергоатому следует представить в ПравительствоРоссийской Федерации на утверждение программу мер по стимулированиюинвестиций в создание мощностей атомной, гидро- и угольнойгенерации. Принятие этого документа должно дать большеопределенности в вопросе финансирования развития электроэнергетики. До этого момента необходимо использовать следующие механизмыфинансирования: 1. Механизм гарантирования инвестиций. 2. Инвестиционные средства ТГК-11. 3. Инвестиционная составляющая в тарифах на электрическую итепловую энергию. Механизм гарантирования инвестиций, принятый ПравительстваРоссийской Федерации от 7 декабря 2005 года N 738, определяетпорядок и условия привлечения на период до 2010 года инвестиций встроительство как новых электрических станций, так и дополнительныхустановок по производству электрической энергии на существующихэлектрических станциях, необходимых для формирования перспективноготехнологического резерва мощностей по производству электрическойэнергии в условиях прогнозируемого дефицита электрической мощности. Особенностью механизма гарантирования инвестиций является то,что возврат инвестированных средств осуществляется только послеввода генерирующих мощностей в эксплуатацию. Соответственно,необходим значительный объем капитальных вложений на этапестроительства, который может занимать до двух лет и более. ОАО "ТГК-11" должно будет использовать как собственные, так изаемные средства для развития энергосистем Томской и Омскойобластей. Для реализации инвестиционных энергетических проектовпонадобится введение инвестиционной составляющей в тарифы наэлектрическую и тепловую энергию. Принципиальная возможностьвключения инвестиционной составляющей в тарифы на электрическую итепловую энергию установлена Правительства Российской Федерации от26 февраля 2004 года N 109 "О ценообразовании в отношенииэлектрической и тепловой энергии в Российской Федерации", а такжеФедеральным РФ от 30 декабря 2004 года N 210-ФЗ "Об основахрегулирования тарифов организаций коммунального комплекса". В то же время указанные нормативно-правовые актыустанавливают, что верхняя граница повышения тарифов наэлектрическую и тепловую энергию определяется Федеральной службойпо тарифам на основе индексов роста тарифов, определяемыхПравительством Российской Федерации. Устанавливаемые Федеральнойслужбой по тарифам Российской Федерации в последние годы предельныеуровни тарифов для Томской области являются недостаточными дляосуществления модернизации и развития электро- и теплоэнергетикиобласти. Также не работают механизмы учета муниципальных программразвития коммунальной инфраструктуры, предусмотренные Федеральнымот 30 декабря 2004 года "Об основах регулирования тарифоворганизаций коммунального комплекса". Для преодоления указанных проблем необходимо решение следующихзадач: 1. Повышение регулируемых цен на электрическую и тепловуюэнергию до уровня, обеспечивающего финансовые возможностимодернизации и развития электро- и теплоснабжающих систем. 2. Либерализация цен на электроэнергию на оптовом рынке дляобеспечения притока инвестиций в электроэнергетику. 3. Ввод в действие механизмов развития систем электро- итеплоснабжения, заложенных в Федеральном от 30 декабря 2004 года"Об основах регулирования тарифов организаций коммунальногокомплекса". ЗАКЛЮЧЕНИЕ Экономический потенциал области зависит главным образом оттопливно-энергетического комплекса (добычи углеводородного сырья),динамичное развитие которого является одним из условий устойчивогоразвития экономики области. Энергетическая стратегия Томскойобласти на долгосрочную перспективу - это региональный документ, вкотором поставлены задачи не только для различных отраслейтопливно-энергетического комплекса области, но и для экономики вцелом и органов регионального и местного управления. Стратегический сценарий ускоренного развития экономики областипредъявляет повышенные требования к развитиютопливно-энергетического комплекса, в то же время в ряде отдельныхотраслей топливно-энергетического комплекса существуют проблемы инерешенные задачи: в электроэнергетике - дефицит энергетических мощностей,высокая изношенность оборудования требуют техническогоперевооружения ГРЭС-2 и ТЭЦ "СХК" и ввода новых тепловых мощностейна пиковой резервной котельной, ТЭЦ-3 или других источниках тепла всвязи с выводом в 2008 году из эксплуатации ядерного комплексадальнего теплоснабжения; в нефтегазовых отраслях - снижение с 2004 года объемов добычигаза и нефти, недостаточные ежегодные приросты запасовуглеводородов, нерациональное использование попутного нефтяногогаза и конденсата, сезонная неравномерность загрузки месторожденийи магистральных газопроводов, дефицит потребления газа поСибирскому федеральному округу в наиболее холодные декады зимнегопериода; в теплоснабжении - дефицит тепловых мощностей в ряденаселенных пунктов области и в г. Томске, снижение надежности икачества снабжения потребителей тепловой энергией, перерасходтоплива (особенно на угольных котельных). В газифицированных районах дальнейшее развитие газификациисвязано, с одной стороны, с необходимостью увеличения загрузкидействующих газопроводов-отводов и распределительных сетей за счетприсоединения новых потребителей, с другой - с повышениемэффективности использования природного газа. Эффективность нетрадиционных возобновляемых источников энергиисущественно зависит от специфических особенностей места ихиспользования. Сопоставление нетрадиционных возобновляемыхисточников энергии с традиционными источниками в Томской области сучетом климатических характеристик, цен органического топлива иограничений на использование ресурсов позволило ранжироватьнетрадиционные ресурсы в порядке убывания их эффективности оценитьперспективы их использования. Состояние электроэнергетической отрасли Томской областихарактеризует: катастрофическое старение оборудования; статус дефицитной по мощности энергосистемы; вывод мощностей АЭС СХК и ряд других проблем. Потребление электроэнергии к 2010 году увеличится по сравнениюс 2005 годом на 22 процента и составит 10,4 млрд кВт.ч. В 2020 годупотребление электроэнергии составит 16,9 млрд кВт.ч, т.е.практически в 2 раза выше потребления 2005 года. Повышенные темпыроста потребления электроэнергии после 2010 - 2012 годов связаны среализацией крупных проектов по наращиванию производств внефтехимической и деревообрабатывающей промышленности, а такжеБакчарского горно-металлургического комплекса. Максимальные уровни потребления электроэнергии и тепла можнообеспечить путем строительства Северской АЭС с суммарной мощностью2300 МВт, которая кардинально решает проблему энергетическойбезопасности области в 2015 - 2020 годах. В этом случае область нетолько станет самодостаточной по выработке электроэнергии,полностью покрывая свои потребности, но и сможет сократитьпрогнозируемый дефицит в энергобалансе Сибирского региона. В современных условиях альтернативой предшествующему этапуразвития электроэнергетики на газе следует считать развитие атомнойэнергетики и электростанций с использованием угля. Выбор варианта строительства АЭС на территории Томской областиобусловлен тем, что Томская область - исторически "атомная"область. С 1955 года эксплуатируются 5 промышленных ядерныхреакторов высококвалифицированным персоналом. Имеются необходимаядля эксплуатации и обеспечения АЭС инфраструктура,научно-образовательный комплекс. Уровень безопасности, заложенный в современных проектахстроительства АЭС, позволяет в случае возникновения аварии любойтяжести уменьшить выбросы радиоактивных веществ до значений, прикоторых проведение защитных мероприятий по защите населения запределами площадки АЭС не потребуется. В соответствии с выбранным вариантом ядерно-угольной стратегиидля покрытия потребностей области в электрической и тепловойэнергии необходимо ввести в эксплуатацию к 2020 г.: Северскую АЭС электрической мощностью 2300 МВт; два угольных блока мощностью 2х225 МВт на ТЭЦ-3; ТЭЦ либо ГРЭС на базе Бакчарского ГМК; газотурбинную электростанцию на попутном нефтяном газесуммарной электрической мощностью 70 МВт; автономные мини-ТЭЦ на газе суммарной электрической мощностью80 МВт; дополнительные мощности после реконструкции и модернизацииГРЭС-2 и ТЭЦ "СХК". Для покрытия возросших нагрузок нефтегазового комплекса насевере Томской области, усиления межсистемной электрической связи сТюменской энергосистемой необходимо строительство линийэлектропередачи 500 кВ Томск - Парабель - Чапаевка -Нижневартовская ГРЭС и установка устройства компенсации реактивноймощности транзита "Томск-Нижневартовская ГРЭС". Переводсуществующих линий электропередачи 110 кВ Парабель - Лугинецкая -Игольская на напряжение 220 кВ. Сооружение линии электропередачи220 кВ Томск - Мельниково - Бакчар - Парабель в габаритах 500 кВдля обеспечения строительства Бакчарского горно-металлургическогокомбината, а в дальнейшем организации схемы выдачи мощности отБакчарской ТЭС. Для организации выдачи мощности от Северской АЭС вобъединенную энергосистему Сибири необходимо строительство новыхлиний электропередачи напряжением 500 кВ Северская АЭС - подстанция"Томская" и Северская АЭС - подстанция "Заря" и врезка в ВЛ 500 кВТомск - Парабель. Реконструкция ряда узловых подстанций 220 кВ состроительством распределительных устройств 500 кВ, увеличениемощности существующих автотрансформаторов и установка новыхавтотрансформаторов 500 кВ на подстанциях "Парабель", "Чапаевка","Зональная", "Восточная" и других. Модернизация и развитие электроэнергетики и тепловогохозяйства области предполагается осуществить в два этапа: Первый этап (с 2008 года до 2010 - 2012 годов): Реконструкция и модернизация существующих тепловых иэлектрических мощностей ГРЭС-2, ТЭЦ "СХК", котельных и тепловыхсетей. Сооружение двух угольных блоков мощностью 2х225 МВт на ТЭЦ-3. Строительство и реконструкция электрических сетей единойнациональной электрической сети. Разработка и реализация региональных проектов освоения местныхресурсов и проектов энергетики в рамках развития среднесрочнойпрограммы топливно-энергетического комплекса России, программразвития РАО "ЕЭС России". Второй этап (до 2020 года): Строительство Северской АЭС. Строительство и реконструкция электрических сетей единойнациональной электрической сети, организация схемы выдачи мощностис Бакчарской ТЭС и Северской АЭС. Для развития топливно-энергетического комплекса Томскойобласти необходимо в период 2007 - 2020 годов вложить 166,4 млрдруб. Основные инвестиции приходятся на строительство Северской АЭС(68 процентов) и линий электропередачи для выдачи мощности (22процента). Основным источником финансирования строительства имодернизации объектов электроэнергетики должны статьнегосударственные инвестиции: инвестиционные средства ТГК-11 и "Росэнергоатом"; инвестиционная составляющая в тарифах на электрическую итепловую энергию.