Законодательная база Российской Федерации

РАСПОРЯЖЕНИЕ Правительства РФ от 28.08.2003 N 1234-р (ред. от 15.06.2009)

Оптимизация топливно-энергетического баланса страны определила следующие задачи в области энергообеспечения национального хозяйства и развития отраслей ТЭК:

увеличение производства первичных энергоресурсов с 1418 млн. т у. т. в 2000 году (1515 млн. т у. т. в 2002 году) до 1700-1820 млн. т у. т. в 2010 году и до 1810-2030 млн. т у. т. в 2020 году;

рост выработки электроэнергии с 878 млрд. кВт ч в 2000 году (892 млрд. кВт ч в 2002 году) до 1015-1070 млрд. кВт ч в 2010 году и до 1215-1365 млрд. кВт ч в 2020 году;

увеличение добычи нефти с 324 млн. т в 2000 году (379 млн. т в 2002 году) до 445-490 млн. т в 2010 году и до 450-520 млн. т в 2020 году;

рост производства моторных топлив с 83 млн. т в 2000 году (88 млн. т в 2002 году) до 100-110 млн. т в 2010 году и до 115-135 млн. т в 2020 году;

увеличение добычи газа с 584 млрд. куб. м в 2000 году (595 млрд. куб. м в 2002 году) до 635-665 млрд. куб. м в 2010 году и до 680-730 млрд. куб. м в 2020 году;

рост добычи угля с 258 млн. т в 2000 году (253 млн. т в 2002 году) до 310-330 млн. т в 2010 году и до 375-430 млн. т в 2020 году;

увеличение отпуска централизованного тепла с 1452 млн. Гкал в 2000 году (1437 млн. Гкал в 2002 году) до 1570-1625 млн. Гкал в 2010 году и до 1720-1820 млн. Гкал в 2020 году.

Россия обладает одним из крупнейших в мире минерально-сырьевым потенциалом, являющимся основой гарантированного обеспечения экономической и энергетической безопасности страны, удовлетворения текущих и перспективных потребностей экономики России в углеводородном сырье, угле и уране.

Структура и величина запасов ископаемых энергоносителей, их качество, степень изученности и направления хозяйственного освоения оказывают непосредственное влияние на экономический потенциал страны, социальное развитие регионов.

Россия располагает значительными ресурсами углеводородов. Прогнозные ресурсы нефти оцениваются в 44 млрд. т, газа - в 127 трлн. куб. м.

Ресурсы нефти расположены в основном на суше (примерно 3/4), ресурсы газа распределены примерно поровну между сушей и шельфом. На долю двух федеральных округов - Уральского и Сибирского приходится примерно 60 процентов ресурсов нефти и 40 процентов ресурсов газа. Из остальных регионов выделяется Дальний Восток - около 6 процентов прогнозных ресурсов нефти и 7 процентов газа.

Современное состояние минерально-сырьевой базы углеводородного сырья характеризуется снижением разведанных запасов нефти и газа и низкими темпами их воспроизводства. Объемы геологоразведочных работ не обеспечивают воспроизводство минерально-сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности, что в перспективе, особенно в условиях быстрого роста добычи нефти, может стать серьезной угрозой энергетической и экономической безопасности страны.

Продолжает ухудшаться структура разведанных запасов нефти. Происходит опережающая разработка наиболее рентабельных частей месторождений и залежей. Вновь подготавливаемые запасы сосредоточены в основном в средних и мелких месторождениях, являются в значительной части трудноизвлекаемыми. В целом объем трудноизвлекаемых запасов составляет более половины разведанных запасов страны.

Структура запасов газа в России более благоприятная, чем нефти, однако также имеется тенденция увеличения доли сложных и трудноизвлекаемых запасов. Проблемы их освоения связаны с сокращением находящихся в промышленной разработке высокопродуктивных, залегающих на небольших глубинах запасов, сложными природно-климатическими условиями и удаленностью будущих крупных центров добычи газа от сложившихся центров развития газовой промышленности (Восточная Сибирь, Дальний Восток, полуостров Ямал, Баренцево и Карское моря), перспективами появления в ближайшие годы значительных запасов низконапорного газа, увеличением в составе разведанных запасов доли жирных, конденсатных и гелийсодержащих газов, требующих для эффективной разработки создания газоперерабатывающей инфраструктуры.

Запасы газа базовых разрабатываемых месторождений Западной Сибири - основного газодобывающего региона страны (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское) - выработаны на 55-75 процентов и перешли либо перейдут в ближайшие годы в стадию падающей добычи.

Государственным балансом учтены запасы 55 месторождений урана. В соответствии со стоимостными категориями МАГАТЭ активные и балансовые запасы этого вида топлива составляют 38 процентов, основная часть запасов - забалансовые. Прогнозные ресурсы урана оцениваются в размере около 1 млн. т.

Суммарное производство урана в 2020 году из сырья известных в настоящее время месторождений может составить 6,5-7 тыс. т при годовой потребности 10-12 тыс. т. Разница между годовой добычей природного урана и его общим прогнозируемым расходом будет покрываться за счет складских запасов урана и повторного использования топлива с одновременным постепенным переходом на воспроизводство ядерного топлива в быстрых реакторах.

Для надежного долгосрочного (после 2020 года) обеспечения потребностей ядерно-топливного цикла необходимо увеличить производство природного урана. Основными направлениями решения этой задачи являются: развитие действующих горно-добывающих предприятий, проведение значительного объема геологоразведочных работ, оценка резервных урановых месторождений для ввода в эксплуатацию после 2010 года, закупка и производство урана в странах Содружества Независимых Государств.

Российская Федерация располагает значительными балансовыми запасами угля (более 200 млрд. т - 12 процентов мировых), реально разведано - 105 млрд. т. Геологические ресурсы углей оцениваются в 4450 млрд. т (30 процентов мировых). Однако запасы углей распределены крайне неравномерно: свыше 80 процентов всех запасов сосредоточено в Сибири, а на долю европейской части России приходится лишь 10 процентов.

По типам углей в структуре разведанных запасов Российской Федерации преобладают бурые - 51,2 процента, на долю каменных углей приходится 45,4 процента, антрацитов - 3,4 процента. Запасы коксующихся углей составляют 40 млрд. т, из них запасы особо ценных марок углей - 20 млрд. т (в том числе промышленных категорий, вовлеченных в разработку, - свыше 6 млрд. т), которые сосредоточены в основном на глубоких горизонтах (более 300 м) и требуют дополнительного геологического изучения и значительных капитальных затрат для освоения. Средняя обеспеченность шахт запасами коксующихся углей в настоящее время составляет не более 13 лет.

Основные запасы коксующихся и других каменных углей всех марок - от длиннопламенных до антрацитов сосредоточены в одном из главных угольных бассейнов России - Кузнецком. Разведанный сырьевой потенциал Кузнецкого бассейна - 57,3 млрд. т. Крупнейшей сырьевой базой для энергетики являются бурые угли Канско-Ачинского бассейна.

Программы и условия лицензирования недр в Российской Федерации на период до 2020 года, исходя из намечаемых уровней добычи топлива, должны обеспечивать расширенное воспроизводство минерально-сырьевой базы: прирост запасов нефти в количестве 7,5-10 млрд. т и газа в количестве 11,2-18,8 трлн. куб. м. При этом вероятные запасы и ресурсы распределенного фонда недр в основных районах добычи нефти и газа могут обеспечить воспроизводство минерально-сырьевой базы в ближайшие 10-15 лет не более чем на 30-40 процентов, а остальные запасы должны быть приращены за счет разведки и освоения новых территорий и акваторий России. Для реализации программы расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы необходима активная политика в области лицензирования недр.

На весь период до 2020 года главными районами прироста углеводородного сырья будут Западно-Сибирская, Лено-Тунгусская и Тимано-Печорская нефтегазоносные провинции. Поиск, разведка и освоение нефтяных и газовых месторождений на шельфе арктических, дальневосточных и южных морей являются одним из наиболее перспективных направлений развития сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности России.

Начальные суммарные извлекаемые ресурсы углеводородов морской периферии России составляют, по оценкам, около 100 млрд. т в пересчете на нефть (из которых 16 млрд. т нефти и более 82 трлн. куб. м газа). Основная часть этих ресурсов (около 66,5 процента) приходится на шельфы северных (Баренцево и Карское) морей. Разведанность начальных суммарных ресурсов углеводородов российского шельфа незначительна и в большинстве районов не превышает 9-12 процентов (лишь ресурсы нефти Балтийского моря разведаны почти на 14 процентов, а ресурсы газа на шельфе Каспийского моря - почти на 20 процентов).

Учитывая географическое распределение прогнозных ресурсов нефти и газа и достигнутый уровень геолого-геофизической изученности, предполагается ускоренный рост подготовки запасов углеводородов в среднесрочной перспективе в Баренцевом, Карском и Охотском морях, а также в российском секторе Каспийского моря.

Поиски новых месторождений нефти и газа должны быть продолжены в нефтегазоносных провинциях с падающей добычей нефти - Волго-Уральской и Северо-Кавказской.

Основными направлениями научно-технического развития в данной сфере являются:

разработка новых научно-технических и технологических методов поиска и разведки нетрадиционных ресурсов нефти, освоение которых позволит значительно расширить ресурсную базу нефтяной промышленности;

использование новых технологий, способствующих повышению эффективности геологоразведочных работ, что позволит исключить механическое наращивание объемов разведочного бурения;

широкое использование трехмерной сейсмики, создание технологии и аппаратуры для радиогеопросвечивания с целью сканирования межскважинного пространства, что позволит получить более достоверную информацию о строении продуктивных пластов.

Предусматривается проведение в 2002-2010 годах прогнозно-поисковых работ на уран в европейских районах России, в Западной и Восточной Сибири (в Ладожском, Восточно-Саянском и других районах) с целью оценки урановых объектов с общим ресурсным потенциалом порядка 200 тыс. т. На Дальнем Востоке предусматривается оценка урановых объектов с ресурсным потенциалом порядка 130-150 тыс. т и подготовка около 30-50 тыс. т запасов.

Несмотря на большой объем разведанных запасов угля, подготовленных к освоению, обеспеченность ими планируемой добычи в ряде районов ограничена из-за неблагоприятных географических, геологических и экономических факторов.

Наиболее обеспечены запасами угледобывающие предприятия в Печорском, Горловском, Канско-Ачинском, Минусинском, Иркутском и Южно-Якутском бассейнах.

Суммарные ассигнования, необходимые для развития сырьевой базы ТЭК в рассматриваемом периоде, оцениваются в 40-50 млрд. долларов США.

Важной задачей на ближайшие годы является совершенствование законодательных основ и практики недропользования, порядка получения лицензий на право геологического изучения недр, а также совмещенных лицензий на право геологического изучения недр и разработки месторождений в районах традиционной деятельности недропользователей с целью привлечения инвестиций в геологоразведочное производство и увеличения уровней прироста запасов нефти, свободного газа и конденсата.

Стратегическими целями развития нефтяного комплекса являются:

стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на нефть и продукты ее переработки;

обеспечение стабильно высоких поступлений в доход консолидированного бюджета;

обеспечение политических интересов России в мире;

формирование устойчивого платежеспособного спроса на продукцию сопряженных отраслей российской экономики (обрабатывающей промышленности, сферы услуг, транспорта и т. п.).

Для достижения этих целей предусматривается решение следующих основных задач развития нефтяного комплекса:

рациональное использование разведанных запасов нефти, обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы нефтедобывающей промышленности;

ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче, транспорте и переработке нефти;

углубление переработки нефти, комплексное извлечение и использование всех ценных попутных и растворенных в ней компонентов;

формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти, в первую очередь в восточных районах России и на шельфе арктических и дальневосточных морей;

развитие транспортной инфраструктуры комплекса для повышения эффективности экспорта нефти и нефтепродуктов, ее диверсификация по направлениям, способам и маршрутам поставок на внутренние и внешние рынки; своевременное формирование транспортных систем в новых нефтедобывающих регионах;

расширение присутствия российских нефтяных компаний на зарубежных рынках, их участие в производственных, транспортных и сбытовых активах за рубежом.

Перспективные уровни добычи нефти в России определяются в основном следующими факторами - спросом на жидкое топливо и уровнем мировых цен на него, развитостью транспортной инфраструктуры, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

Перспективные объемы добычи нефти в России будут существенно различаться в зависимости от того или иного варианта социально-экономического развития страны. В условиях оптимистического и благоприятного вариантов социально-экономического развития добыча нефти в России может составить порядка 490 млн. т в 2010 году и возрасти до 520 млн. т к 2020 году (рис. 9)*.

При умеренном варианте социально-экономического развития страны добыча нефти прогнозируется существенно ниже - до 450 млн. т в 2020 году. При критическом варианте рост добычи нефти может продолжаться лишь в ближайшие 1-2 года, а затем ожидается падение добычи до 360 млн. т к 2010 году и до 315 млн. т к 2020 году.

Однако при любой динамике добычи нефти стратегическими задачами развития отрасли остаются обеспечение необходимой структуры запасов (в том числе территориальной), плавное и постепенное наращивание добычи со стабилизацией ее уровня на долгосрочную перспективу.

Добыча нефти будет осуществляться и развиваться как в традиционных нефтедобывающих районах - таких, как Западная Сибирь, Поволжье, Северный Кавказ, так и в новых нефтегазовых провинциях: на Европейском Севере (Тимано-Печорский район), в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на юге России (Северо-Каспийская провинция).

Главной нефтяной базой страны на весь рассматриваемый период останется Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Добыча нефти в регионе будет расти до 2010-2015 годов при всех вариантах, кроме критического, а затем несколько снизится и составит в 2020 году 290-315 млн. т. В рамках критического варианта разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами станет малорентабельной, что приведет к значительному падению добычи в регионе.

В Волго-Уральской провинции и на Северном Кавказе добыча нефти будет падать, что обусловлено исчерпанием сырьевой базы. В умеренном и критическом вариантах снижение добычи в этом регионе будет более интенсивным.

В целом в Европейской части России добыча нефти (включая шельфы) может составить 90-100 млн. т к 2020 году (против 110 млн. т в 2002 году).

При благоприятном и умеренном вариантах развития экономики будут сформированы новые центры нефтяной промышленности в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия), на шельфе острова Сахалин, в Баренцевом море, российском секторе Каспийского моря, увеличится добыча нефти в Тимано-Печорской провинции.

При интенсивном проведении геологоразведочных работ сырьевая база позволит, а программы социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока и стратегические интересы России в Азиатско-Тихоокеанском регионе делают желательным доведение добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) к 2020 году до 80 млн. т (при умеренном варианте - 50 млн. т). В рамках критического варианта добыча нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) не превысит 3 млн. т.

На шельфе острова Сахалин добыча нефти к 2010 году достигнет 25-26 млн. т и до 2020 года будет находиться на этом уровне, при критическом варианте она составит 16 млн. т.

Обеспечение намечаемых уровней добычи и повышение эффективности нефтедобычи будут основываться на научно-техническом прогрессе в отрасли, совершенствовании методов бурения, воздействия на пласт, увеличении глубины извлечения запасов и внедрении других прогрессивных технологий добычи нефти, которые позволят сделать экономически оправданным использование трудноизвлекаемых запасов нефти.

Исходя из современного и прогнозируемого качества сырьевой базы отрасли необходимы:

значительная интенсификация геологоразведочных работ, чтобы обеспечить необходимый прирост добычи из не открытых пока месторождений. Государственная программа лицензирования недр должна с учетом вероятных рисков обеспечить достижение необходимых для устойчивого развития отрасли уровней геологоразведочных работ и объемов инвестиций в них;

повышение коэффициентов нефтеотдачи в целях более полного извлечения углеводородов и увеличения уровней текущей добычи разрабатываемых месторождений.

Инновационная программа отрасли должна обеспечить условия для максимального использования достижений научно-технического прогресса в отрасли.

Основными направлениями научно-технического прогресса в добыче нефти являются:

создание и освоение технологий и оборудования, обеспечивающих высокоэффективную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти и, в первую очередь, для условий низкопроницаемых коллекторов, остаточных запасов нефти обводненных зон, высоковязких нефтей, запасов нефти в подгазовых зонах;

разработка и освоение технологических комплексов по бурению и добыче на шельфе арктических, дальневосточных и южных морей;

совершенствование и освоение технологий сооружения и эксплуатации нефтепромысловых объектов в сложных природно-климатических условиях;

совершенствование существующих и создание новых методов воздействия на пласты и увеличения нефтеотдачи;

развитие технологий компьютерного проектирования и моделирования процесса разработки нефтяных месторождений;

создание новых "многофакторных" технологий, основанных на использовании физических, термодинамических, гидродинамических, механических, физико-химических эффектов.

Долгосрочная государственная политика в сфере добычи нефти должна быть направлена на создание стабильных условий, обеспечивающих устойчивое развитие отрасли, и предусматривать:

совершенствование системы недропользования в целях повышения заинтересованности недропользователя вкладывать собственные средства в воспроизводство минерально-сырьевой базы;

ограничение минимального и максимального уровня добычи нефти на каждом участке недр;

ужесточение требований и условий выдачи лицензий и обеспечение действенного контроля за эффективной разработкой месторождений;

совершенствование системы налогообложения нефтяного комплекса (введение в перспективе гибкой системы налогообложения, ориентированной на рентный подход).

Достижение намечаемых уровней добычи нефти в стране и соответствующего развития геологоразведочных работ и транспортной инфраструктуры (включая строительство новых магистральных нефтепроводов и экспортных морских терминалов на Востоке и Севере России) требует роста инвестиций. Основным источником капитальных вложений в течение всего рассматриваемого периода будут собственные средства компаний. При освоении новых районов добычи предполагается также привлечение кредитных средств на условиях проектного финансирования. В перспективе до 25-30 процентов общего объема инвестиций может составить заемный и акционерный капитал.

*Не приводится.

Для обеспечения перспективного внутреннего спроса на нефтепродукты и их экспорта предусматривается развитие нефтеперерабатывающей отрасли, и прежде всего на основе повышения эффективности использования нефтяного сырья. Приоритетом станет повышение качества моторных топлив в соответствии с изменением транспортного парка при сохранении технологически оправданного использования мазута в качестве резервного топлива на теплоэлектростанциях, безусловное удовлетворение нужд обороны страны.

При всех вариантах развития, кроме критического, ожидается рост объемов переработки нефти (рис. 10)*. К 2010 году он может достигнуть 190-200 млн. т/год и к 2020 году - 190-215 млн. т/год с одновременным увеличением глубины переработки до 75 процентов в 2010 году и до 80-85 процентов к 2020 году. Объем производства моторных топлив (автомобильного бензина, дизельного топлива, авиакеросина) может увеличиться до 100-110 млн. т в 2010 году и до 115-135 млн. т в 2020 году. Выход светлых нефтепродуктов увеличится с 54 процентов в 2002 году до 66-68 процентов в 2020 году. При критическом варианте развития объем переработки нефти будет снижаться и может составить в 2020 году немногим более 170 млн. т.

Начиная с 2005-2006 годов по мере увеличения экспорта нефти и консолидации российскими нефтяными компаниями активов ряда зарубежных нефтеперерабатывающих заводов будет происходить снижение экспорта нефтепродуктов, прежде всего "полупродуктов" (прямогонного мазута, ряда марок дизельного и бункерного топлива).

Основное направление развития нефтепереработки - модернизация и реконструкция действующих нефтеперерабатывающих заводов с опережающим строительством мощностей по углублению переработки нефти, повышению качества нефтепродуктов и производству катализаторов.

Реконструкция и модернизация НПЗ предусматривает опережающее развитие технологических комплексов по углублению переработки нефти и повышению качества продукции с использованием таких процессов, как каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование остатков, висбкрекинг, а также внедрение современных технологий по каталитическому риформингу бензинов, гидроочистке дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей, изомеризации, алкилированию, гидродепарафинизации и деароматизации, получению кислородосодержащих высокоактивных добавок.

Необходимо ликвидировать отставание в производстве современных моторных масел, для чего предусматривается развивать производство высокоиндексных базовых масел и эффективных присадок к маслам различного назначения.

В целях приближения производства нефтепродуктов к их потребителям возможно строительство новых высокоэффективных нефтеперерабатывающих заводов средней мощности в районах концентрированного потребления нефтепродуктов, а в удаленных северных и восточных районах допустимо развитие сертифицированных малых заводов с полным циклом переработки нефти.

Целевой задачей отрасли является также обеспечение необходимым сырьем нефтехимической промышленности, стоимость продукции которой на порядок выше стоимости продукции собственно нефтепереработки. Рост потребности химической и нефтехимической промышленности в углеводородном сырье даже в условиях широкого внедрения ресурсосберегающих технологий уже к 2010 году составит (против уровня 2002 года) 2-2,5 раза.

Значительное повышение качества нефтепродуктов и доведение его до экологически обоснованных стандартов - одно из важнейших условий выведения нефтеперерабатывающей отрасли на современный технический уровень, достижение которого обеспечит потребности страны в качественном моторном топливе, смазочных маслах, сырье для нефтехимии и других нефтепродуктах. Требования к качеству производимых нефтепродуктов должны быть закреплены законодательно.

Повышение требований к качеству нефтепродуктов и модернизация предприятий нефтепереработки обеспечат улучшение экологической обстановки, снижение удельных энергетических затрат при производстве продукции. Так, только прекращение производства дизельного топлива с содержанием серы выше 0,2 процента и рост потребления малосернистого дизельного топлива в России (уже в 2005 году на 9 млн. т) снизят суммарные выбросы в атмосферу оксидов серы от использования моторного топлива более чем в два раза.

Приоритетными направлениями научно-технического прогресса в нефтепереработке являются:

разработка и создание катализаторов для гидрогенизационных процессов с высокой гидрообессеривающей активностью и гидрокрекирующей способностью, высокоэффективных реагентов, адсорбентов и абсорбентов, новых видов высокооктановых кислородсодержащих добавок к бензинам, а также разработка технологий их производства;

повышение качества дизельного топлива и авиационного керосина на основе глубокой гидроочистки и гидроароматизации;

получение малосернистого котельного топлива и малосернистого сырья для деструктивной переработки;

разработка технологии и модульного оборудования для переработки тяжелых нефтяных остатков за счет термического

о воздействия до 430 C без водорода;

разработка технологии производства кокса игольчатой структуры и гидрогенизационных технологий для производства базовых компонентов масел, освоение процессов изокрекинга и изодепарафинизации.

Инновационная программа должна обеспечить условия для реализации этих приоритетных направлений.

Достижение намечаемых параметров развития нефтеперерабатывающей промышленности потребует соответствующего роста инвестиций, основными источниками которых будут собственные средства нефтяных компаний.

*Не приводится.

Дальнейшее развитие транспортной инфраструктуры нефтяного комплекса России обусловлено следующими основными факторами:

необходимостью иметь собственные нефтеналивные терминалы для морских поставок нефти на экспорт;

целесообразностью формирования новых экспортных маршрутов российской нефти и нефтепродуктов;

появлением новых центров добычи нефти на востоке страны (Восточная Сибирь, Республика Саха (Якутия), шельф острова Сахалин);

снижением добычи нефти в европейской части страны, в первую очередь в Волго-Уральском и Северо-Кавказском регионах;

появлением крупных центров добычи нефти в Каспийском регионе с последующей транспортировкой нефти по российской системе магистральных трубопроводов;

необходимостью иметь резерв нефтетранспортных мощностей для обеспечения транзита нефти по российской системе трубопроводов;

необходимостью расширения наиболее эффективного нефтепродуктопроводного транспорта.

Наиболее полно действие всех этих факторов проявится при благоприятных вариантах развития экономики России и конъюнктуры международных нефтяных рынков.

Предусматриваются следующие основные направления развития систем транспортировки нефти:

Северо-Балтийское направление - строительство второй очереди Балтийской трубопроводной системы с увеличением мощности направления до 62 млн. т нефти в год и создание в условиях благоприятного и оптимистического вариантов социально-экономического развития новой трубопроводной системы для экспорта нефти с перевалочным комплексом на Кольском полуострове (до 120 млн. т нефти в год);

Каспийско - Черноморско - Средиземноморское направление - развитие маршрутов транзита нефти прикаспийских стран СНГ путем увеличения пропускной способности трубопровода Атырау - Самара до 25-30 млн. т нефти в год и нефтеналивных морских терминалов в Новороссийске и Туапсе до 59 млн. т нефти в год, а также достижение проектной мощности нефтепровода Каспийского трубопроводного консорциума (67 млн. т в год);

Центрально-Европейское направление - соединение трубопроводных систем "Дружба" и "Адрия" с целью поэтапного (5-10-15 млн. т в год) увеличения экспорта нефти из России и стран СНГ через нефтеперевалочный терминал в порту Омишаль (Хорватия). Объединение трубопроводных систем Центральной и Восточной Европы в "единую систему";

Восточно-Сибирское направление - обеспечение формирования в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) новых центров добычи нефти и выход России на энергетический рынок Азиатско-Тихоокеанского региона определяет необходимость создания нефтепроводной системы Ангарск - Находка (мощностью до 80 млн. т в год) с ответвлением на Китай (г. Дацин);

Дальневосточное направление - создание оптимальной транспортной инфраструктуры, отвечающей требованиям рационального пользования недрами, в том числе в рамках проектов "Сахалин-1" и "Сахалин-2", с учетом перспектив освоения нефтегазовых ресурсов в районе острова Сахалин.

Реализация части этих направлений потребует сооружения новых и развития действующих морских нефтеэкспортных терминалов.

Для оптимизации экспортных поставок нефтепродуктов с крупнейших нефтеперерабатывающих заводов предусматривается строительство нефтепродуктопроводов Сызрань - Саратов - Волгоград - Новороссийск, Андреевка - Альметьевск, а также Кстово - Ярославль - Кириши - Приморск и перевалочного комплекса в городе Приморске.

Решения по конкретным направлениям развития транспортировки нефти и нефтепродуктов будут приниматься Правительством Российской Федерации с учетом необходимости загрузки существующей транспортной инфраструктуры.

В целях снижения зависимости страны от внешних рисков, а также повышения возможности транспортировки нефти стран Содружества Независимых Государств через территорию России целесообразно осуществлять государственную поддержку проектов, направленных на создание транспортной инфраструктуры в направлении российских морских терминалов для экспорта энергоресурсов.

Приоритетными направлениями научно-технического развития в области трубопроводного транспорта являются:

создание высоконадежных ресурсосберегающих экологически чистых технологий, оборудования и приборов для обеспечения высокого качества работ при строительстве, эксплуатации и реконструкции систем трубопроводного транспорта;

разработка новых технических средств обнаружения, локализации и ликвидации аварий на трубопроводном транспорте.

Возможным направлением совершенствования экономических отношений в сфере транспортировки нефти по системе магистральных трубопроводов является внедрение "банка качества нефти", позволяющего осуществлять компенсацию компаниям потерь от смешения нефти из различных месторождений при ее транспортировке.

Реализация проектов реконструкции и развития трубопроводных систем для транспортировки нефти и нефтепродуктов обусловливает существенный рост объемов инвестиций, источниками которых будут собственные средства открытых акционерных обществ "АК "Транснефть" и "АК "Транснефтепродукт" и средства инвесторов, с обеспечением путем установления регулируемых цен (тарифов) экономически обоснованной доходности инвестируемого капитала.

Предусматривается дальнейшее совершенствование государственного регулирования деятельности организаций транспортных трубопроводных систем страны (нефтяной и нефтепродуктовой) как субъектов естественных монополий. Регулируемые государством тарифы на транспортировку нефти и нефтепродуктов должны учитывать как фактор обеспечения конкурентоспособности жидкого топлива, так и необходимость формирования финансовых ресурсов, достаточных для реализации принятых инвестиционных решений.

В целом нефтяной комплекс в настоящее время располагает достаточными источниками инвестиций для реализации предусмотренных настоящим документом направлений его развития.

Стратегическими целями развития газовой промышленности являются:

стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на газ;

развитие единой системы газоснабжения и ее расширение на восток России, усиление на этой основе интеграции регионов страны;

совершенствование организационной структуры газовой отрасли с целью повышения экономических результатов ее деятельности и формирования либерализованного рынка газа;

обеспечение стабильных поступлений в доходную часть консолидированного бюджета и стимулирование спроса на продукцию смежных отраслей (металлургии, машиностроения и других);

обеспечение политических интересов России в Европе и сопредельных государствах, а также в Азиатско-Тихоокеанском регионе.

Для достижения этих целей предусматривается решение следующих основных задач:

рациональное использование разведанных запасов газа, обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы отрасли;

ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь и снижение затрат на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче и транспорте газа;

комплексное извлечение и использование всех ценных компонентов попутного и природного газа;

формирование и развитие новых крупных газодобывающих районов и центров в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на полуострове Ямал и на шельфах арктических и дальневосточных морей;

развитие газоперерабатывающей и гелиевой промышленности;

развитие газотранспортной инфраструктуры для использования возможности освоения новых газодобывающих районов и диверсификация экспортных поставок газа.

Перспективные уровни добычи газа в России будут в основном определяться теми же факторами, что и нефти, однако большее значение будут иметь внутренние цены на газ.

Прогнозируемые объемы добычи газа в стране будут существенно различаться в зависимости от того или иного варианта социально-экономического развития России. При оптимистическом и благоприятном вариантах развития добыча газа в России может составить примерно 645-665 млрд. куб. м в 2010 году и возрасти до 710-730 млрд. куб. м к 2020 году (рис. 11)*. При умеренном варианте добыча газа прогнозируется в объеме до 635 млрд. куб. м в 2010 году и до 680 млрд. куб. м к 2020 году. При развитии событий по критическому варианту добыча газа в стране начнет сокращаться уже в ближайшее время и стабилизируется до 2010 года на уровне 555-560 млрд. куб. м в год. И лишь во втором десятилетии начнется рост добычи газа с достижением к 2020 году уровня первой половины 90-х годов (610 млрд. куб. м).

Конкретные объемы добычи газа будут уточняться в зависимости от экономического спроса на энергоресурсы, уровня регулируемых государством цен на газ, объемов инвестиционных ресурсов, динамики либерализации внутреннего рынка газа и темпов реформирования газовой отрасли.

Необходимо отметить, что в рассматриваемой перспективе ожидается существенный рост объемов добычи газа независимыми производителями с 73 млрд. куб. м (12 процентов) в настоящее время (2002 год) до 105-115 млрд. куб. м (17 процентов) в 2010 году и 140-150 млрд. куб. м (20 процентов) в 2020 году. При этом добыча газа открытого акционерного общества "Газпром" возрастет с 522 млрд. куб. м в 2002 году до 580-590 млрд. куб. м в 2020 году, или на 11-13 процентов.

Добыча газа будет осуществляться и развиваться как в традиционных газодобывающих районах, основным из которых является Западная Сибирь, так и в новых нефтегазовых провинциях в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на европейском севере (включая шельф арктических морей) и полуострове Ямал.

К настоящему времени базовые месторождения Западной Сибири, обеспечивающие основную часть текущей добычи, в значительной мере уже выработаны (Медвежье на 75,6 процента, Уренгойское (сеноман) на 65,4 процента, Ямбургское (сеноман) на 54,1 процента). В 2002 году на месторождениях с падающей добычей получено свыше 80 процентов газа в России.

Основным газодобывающим районом страны на рассматриваемую перспективу остается Ямало-Ненецкий автономный округ, где сосредоточено 72 процента всех запасов России. Для поддержания добычи на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, а также принятия дополнительных мер по использованию остающегося на них низконапорного газа потребуются новые технологические решения и значительные дополнительные средства. В период до 2010 года компенсация падения добычи газа будет обеспечиваться в основном за счет освоения новых месторождений этого района и подготовленных к освоению горизонтов и площадей разрабатываемых месторождений.

Стратегическим приоритетным регионом добычи газа на долгосрочную перспективу станут полуостров Ямал, а также акватории северных морей России. Освоение месторождений этого региона требует значительных объемов инвестиций в связи с удаленностью от существующей системы магистральных газопроводов, необходимостью решения ряда сложнейших задач в области сооружения скважин и газопромысловых объектов в зоне многолетне-мерзлых грунтов, прокладки газопроводов, внедрения новых технологических решений и технологий, обеспечивающих сохранение окружающей среды в объективно сложных условиях Заполярья.

При благоприятных внешних и внутренних условиях добыча газа в Западной Сибири может составить 565 млрд. куб. м в 2010 году и 520-540 млрд. куб. м в 2020 году. При критическом варианте добыча газа на Ямале откладывается на более поздние годы, а общая добыча в Западной Сибири стабильно снижается в течение всего рассматриваемого периода.

Другим крупным районом газодобычи в 2010-2020 годах станет Восточная Сибирь. Здесь, а также в районах Дальнего Востока добыча газа будет развиваться на базе освоения Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области, Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения в Республике Саха (Якутия), месторождений углеводородов в Красноярском крае, а также шельфовых месторождений на Сахалине. Развитие газовой промышленности в этом регионе будет исходить из приоритетности поставок газа российским потребителям, создания максимально благоприятных условий для социально-экономического развития Восточной Сибири и Дальнего Востока, координации и оптимизации перспективных проектов освоения месторождений и транспортировки газа, повышения надежности газоснабжения страны в целом посредством расширения единой системы газоснабжения на Восток.

При благоприятных условиях ежегодная добыча газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке может увеличиться до 50 млрд. куб. м к 2010 году и до 110 млрд. куб. м к 2020 году. При умеренном и критическом вариантах добыча газа будет составлять примерно 25-30 млрд. куб. м в 2010 году и 55-95 млрд. куб. м в 2020 году.

В европейской части России добыча газа прогнозируется в объеме 40 млрд. куб. м в 2010 году и 65-85 млрд. куб. м в 2020 году.

Наряду с освоением крупных месторождений целесообразно вовлекать в разработку и так называемые "малые" месторождения газа, прежде всего в европейской части страны. По оценкам, только в Уральском, Поволжском и Северо-Западном регионах на этих месторождениях можно ежегодно добывать до 8-10 млрд. куб. м газа.

Независимые производители будут развивать и наращивать добычу газа в первую очередь на Яро-Яхинском, Юрхаровском, Таркосалинском (Западная Сибирь), Хвалынском (Северный Каспий), Ковыктинском и Чаяндинском (Восточная Сибирь и Дальний Восток) месторождениях.

Необходимость освоения новых сложных месторождений газа и формирования соответствующей инфраструктуры при ухудшении географических, геологических и природно-климатических условий добычи, а также увеличение дальности транспорта будут негативно сказываться на экономических показателях работы организаций по добыче и транспортировке газа.

Из общего количества запасов разрабатываемых месторождений более 2,6 трлн. куб. м (в том числе 1,2 трлн. куб. м по ачимовским отложениям) относятся к глубокозалегающим горизонтам. Кроме того, только по базовым месторождениям Надым-Пур-Тузовского региона на завершающей стадии разработки в продуктивных пластах останется до 15 процентов от суммарных запасов низконапорного газа, который должен стать основным сырьем и энергоносителем этого региона (для газопереработки, газохимии, местной и региональной энергетики). Из 10,3 трлн. куб. м неразрабатываемых запасов газа 1,7 трлн. куб. м приходится на не введенные в разработку месторождения сеноманских отложений, 5,8 трлн. куб. м сосредоточено на полуострове Ямал, остальные запасы в основном рассредоточены по небольшим месторождениям и глубокозалегающим горизонтам. Для вовлечения их в разработку потребуется перевооружение отрасли с привлечением значительных инвестиций.

Все это потребует резкого роста инвестиционных затрат и увеличения эксплуатационных издержек при добыче и транспортировке газа, что вызовет объективно необходимый рост цен на него.

Исходя из социальных и экономических критериев, приоритетными направлениями использования природного газа являются коммунально-бытовые потребности с соответствующим развитием газификации, государственные нужды (оборона, резервы и другие), обеспечение нетопливных нужд (производство минеральных удобрений, сырья для газохимии) и поставки газа по долгосрочным контрактам на экспорт.

Поддержка переориентации использования газа с топливных на сырьевые цели обеспечит рост производства продукции с более высокой добавленной стоимостью. Необходимы меры специальной поддержки инвестиций как в развитие газоперерабатывающих (комплексное извлечение всех добываемых углеводородных и неуглеводородных компонентов природного и попутного нефтяного газа), так и газохимических производств (включая производство минеральных удобрений). При освоении гелийсодержащих месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока потребуется развитие гелиевой промышленности и строительства ряда крупных газоперерабатывающих заводов и подземных хранилищ гелиевого концентрата в Иркутской области, Красноярском крае и Республике Саха (Якутия).

Техническая модернизация и реконструкция действующих газоперерабатывающих заводов будут направлены на повышение извлечения ценных компонентов из газа, рост экономической эффективности и экологической безопасности предприятий. В целом объем переработки газа увеличится более чем в 2 раза. В результате углубления переработки углеводородных ресурсов намечаются рост производства моторного топлива, сжиженных газов и серы, получение полиэтилена и при благоприятной конъюнктуре внешнего рынка - метанола. Также в 1,5-2 раза возрастет использование природного газа - метана на нетопливные нужды.

Реализация указанных направлений использования газа потребует формирования соответствующей нормативно-правовой базы.

Для подачи газа потребителям в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке и обеспечения его транзита потребуются существенное развитие в регионе газотранспортных систем и их соединение с единой системой газоснабжения.

Продолжится газификация регионов России, в том числе крупных промышленных центров южной части Западной и Восточной Сибири, Дальнего Востока. Важное место в структуре топливоснабжения села и рассредоточенных потребителей сохранит сжиженный газ, потребление которого прогнозируется увеличить в 1,2-1,3 раза.

В газовой промышленности с целью повышения эффективности ее функционирования предусматривается развитие научно-технического прогресса, и в частности использование прогрессивных технологий бурения, добычи, переработки и потребления газа, совершенствование газотранспортной системы, повышение энергоэффективности транспортировки газа, систем аккумулирования его запасов, а также технологий сжижения газа и его транспортировки.

Приоритетными направлениями научно-технического прогресса являются:

разработка оборудования и современных технологических установок в блочно-комплектном исполнении для объектов добычи, транспортировки и переработки углеводородного сырья;

разработка конструкций высоконадежных скважин для освоения, в первую очередь, сложнопостроенных месторождений полуострова Ямал и Прикаспия;

разработка и внедрение техники и технологий капитального ремонта эксплуатационных скважин без задавки продуктивного пласта;

создание и внедрение методов надежной ликвидации скважин с целью снижения риска возникновения экологической нагрузки на недра и окружающую среду;

использование технологии и техники обратной закачки газа или других агентов в пласт при эксплуатации месторождений, а также переход к низкотемпературным процессам;

создание и освоение техники и технологии для прокладки морских газопроводов на мелководье и больших глубинах, необходимых для освоения месторождений акватории Обско-Тазовской губы и полуострова Ямал;

реализация технологии повышения эффективности создания и эксплуатации подземных хранилищ газа;

внедрение техники и технологии сжижения природного газа и его транспортировки, включая "пик шевинг" - установку для снятия пиковых нагрузок;

разработка в ближайшие годы техники и технологии конверсии природного газа в жидкофазные продукты (синтетическая нефть, бензин, дизельное топливо и другие);

создание высоконадежных стойких к коррозии труб для магистральных газопроводов на базе новых трубных сталей и полимерных материалов с целью существенного продления межремонтного периода их эксплуатации.

Достижение намечаемых уровней добычи газа в стране и соответствующего развития геолого-разведочных работ и транспортной инфраструктуры (включая строительство новых магистральных трубопроводов на востоке России) требует значительного роста привлекаемых в отрасль инвестиций. При этом основным источником капитальных вложений будут собственные средства компаний, а также кредитные средства, в том числе на условиях проектного финансирования.

Расчеты показывают, что обеспечение необходимого роста инвестиций требует повышения цен на газ до 40-41 доллара США за 1000 куб. м к 2006 году и (прогнозно) до 59-64 долларов США за 1000 куб. м в 2010 году (без НДС, оплаты транспортировки газа по газораспределительным сетям и снабженческо-сбытовых услуг).

Предусматриваемая сценарными условиями социально-экономического развития страны динамика роста цен на газ в период до 2006 года несколько отстает от указанных ориентиров. При отсутствии компенсации складывающегося дефицита инвестиций в последующий период возрастет риск недостаточного развития отрасли, что может потребовать увеличения импорта газа из центрально-азиатских государств или ограничения его экспорта.

С целью надежного удовлетворения потребностей экономики страны в газе, повышения эффективности функционирования и развития газовой промышленности необходимо осуществление долгосрочной государственной политики, предусматривающей:

совершенствование недропользования и налогообложения в целях создания условий и стимулов для наращивания добычи и разработки новых газовых месторождений, в том числе малых и средних, эксплуатации месторождений на поздних стадиях разработки и с трудноизвлекаемыми запасами газа;

обеспечение благоприятного режима развития газовой отрасли за счет создания условий для реализации производственного и инвестиционного потенциала всех субъектов газового рынка, в том числе независимых производителей газа;

получение максимальной выгоды от экспорта газа и сокращение возможных потерь экспортной выручки от перехода к спотовой торговле газом в Европе путем сохранения единого канала экспорта природного газа и заключения долгосрочных контрактов;

государственную поддержку взаимовыгодных долгосрочных контрактов на импорт природного газа, позволяющих обеспечить экономию собственных ресурсов и повысить надежность обеспечения углеводородным сырьем российских потребителей, потребителей стран - участников Содружества Независимых Государств и стран дальнего зарубежья;

совершенствование форм организации и участия государства в управлении газовой отраслью, максимальную регламентацию мер государственного регулирования и повышение их эффективности;

формирование и развитие рынка газа на основе создания равных условий для всех производителей и потребителей газа.

Реформирование внутреннего рынка газа будет осуществляться в соответствии с законодательством Российской Федерации и носить плавный, поступательный характер. При этом предусматривается:

поэтапное повышение цен на газ на внутреннем рынке, переход к реализации газа по рыночным ценам для обеспечения самофинансирования субъектов рынка, объективной оценки потребительских свойств газа;

переход от регулирования оптовой цены на газ к установлению единого для всех производителей газа тарифа за его транспортировку;

предоставление потребителям газа адаптационного периода для приспособления к меняющимся условиям функционирования рынка газа;

защита социально чувствительных категорий потребителей от резких колебаний цен на газ;

развитие инфраструктуры внутреннего рынка для перехода на реализацию газа по рыночным ценам;

создание условий для развития независимых производителей газа;

создание условий для формирования недискриминационного доступа к системе магистральных газопроводов всех участников рынка;

в среднесрочной перспективе сохранение единой системы газоснабжения в качестве единого инфраструктурного технологического комплекса, ее развитие за счет сооружения и подключения к ней новых объектов любых форм собственности (в том числе на основе долевого участия);

создание условий для формирования конкуренции в тех сегментах газового рынка, где это возможно и экономически целесообразно (сбыт, добыча и хранение газа в подземных хранилищах), что обеспечит в перспективе снижение издержек, повышение эффективности и качества услуг, оказываемых субъектами рынка.

Результатом государственной политики в области развития газовой отрасли должно стать максимально эффективное, надежное и сбалансированное обеспечение потребностей страны в газе на основе развития предпринимательства, либерализации рынка газа при планомерном снижении государственного регулирования вне естественно-монопольной сферы деятельности.

*Не приводится.

Стратегическими целями развития угольной промышленности в рассматриваемой перспективе являются:

надежное обеспечение экономики и населения страны высококачественным твердым топливом и продуктами его переработки;

обеспечение конкурентоспособности в условиях насыщенности рынка альтернативными энергоресурсами;

устойчивое и безопасное развитие угольной отрасли на основе современного научно-технического потенциала и технологий, отвечающих экологическим нормам.

Для достижения этих целей предусматривается:

создание правовых и экономических условий для обеспечения потребностей России в твердом топливе на основе эффективного использования потенциала отрасли;

развитие базовых угледобывающих районов и месторождений Сибири, Дальнего Востока и европейской части России, расширение разработки месторождений с благоприятными горно-геологическими условиями;

повышение качества угольной продукции на основе увеличения глубины обогащения коксующихся углей, внедрения новых технологий обогащения и глубокой переработки энергетических углей;

развитие транспортной инфраструктуры и наращивание перевозочных мощностей железнодорожного транспорта для поставок сибирской угольной продукции на тепловые электростанции Урала и центра, строительство портов и терминалов для экспорта угля.

Перспективные уровни добычи угля в России будут прежде всего определяться спросом на него на внутреннем рынке страны, обусловленным уровнем технологической и ценовой конкурентоспособности угля по отношению к альтернативным энергоресурсам в условиях насыщенности рынка топливом.

Ожидается, что в результате опережающего роста цен на природный газ и стабилизации (с учетом инфляции) цен на уголь соотношение цен (в условном топливе) на газ и энергетический уголь в области его эффективного применения поднимется с 0,62 в 2002 году до 1/1 в 2006 году и 1,4/1 в 2010 году, составит 1,6-2/1 в последующие годы. Только при таком соотношении можно достичь намеченных объемов потребления угля, а цены на уголь обеспечат необходимое развитие отрасли. При этом необходимо будет осуществить меры для недопущения необоснованного завышения цен на уголь за счет мер антимонопольного контроля, включая государственное регулирование процессов экономической концентрации.

Прогнозируемые объемы добычи угля в стране, как и других энергоресурсов, будут различаться в зависимости от того или иного варианта социально-экономического развития России, однако при всех вариантах предусматриваются более высокие темпы роста потребления угля по сравнению с другими видами органического топлива. При оптимистическом и благоприятном вариантах развития добыча угля в России может составить 300-330 млн. т в 2010 году и возрасти до 400-430 млн. т к 2020 году (рис. 12)*. При умеренном и критическом вариантах развития добыча угля в стране составит 270-310 млн. т в 2010 году и 300-375 млн. т в 2020 году.

Угольная промышленность располагает достаточным объемом геологических запасов угля и производственным потенциалом для решения поставленных задач, поэтому конкретные объемы добычи будут уточняться в зависимости от экономического спроса на твердые виды топлива. Хотя намечаемые уровни добычи угля и обеспечены разведанными запасами, однако это не исключает необходимости определенных дополнительных геолого-разведочных работ.

Особенностью динамики потребления коксующихся углей в связи с переходом соответствующих предприятий во владение металлургических холдингов является их зависимость от программы развития металлургии. Ожидается, что добыча коксующихся углей в стране будет расти более низкими темпами, чем добыча энергетических углей, и может составить в 2010 году около 70 млн. т, а в 2020 году 75-80 млн. т.

Увеличение потребления и добычи энергетических углей будет определяться следующими экономическими и природно-геологическими факторами:

наращивание добычи угля прежде всего в Кузнецком и Канско-Ачинском бассейнах, располагающих наиболее благоприятными условиями для обеспечения страны высококачественным и экономичным угольным топливом;

сохранение уровня добычи угля на месторождениях Восточной Сибири, Бурятии, Якутии, Дальнего Востока, а в европейской части России - на месторождениях Восточного Донбасса и Печоры как важного фактора энергообеспечения топливодефицитных западных регионов страны.

Объем добычи бурых углей будет определяться темпами развития Канско-Ачинского бассейна, а также освоением таких перспективных месторождений, как Мугунское и Харанорское в Читинской области, Ерковецкое на Дальнем Востоке, Лучегорское и Павловское в Приморском крае. При любом варианте развития доля бурых углей составит не менее одной трети добычи угля по стране.

В целом в зависимости от варианта добыча угля (коксующегося и энергетического) составит:

в Кузнецком бассейне - 150-160 млн. т в 2010 году и 170-180 млн. т в 2020 году;

в Канско-Ачинском бассейне - 50-55 млн. т в 2010 году и 80-115 млн. т в 2020 году;

на месторождениях Восточной Сибири - около 40 млн. т в 2010 году и 45-50 млн. т в 2020 году;

на месторождениях Дальнего Востока - около 35 млн. т в 2010 году и 40-50 млн. т в 2020 году;

в бассейнах и на месторождениях европейской части России - 35-40 млн. т в 2010 году и около 35-45 млн. т в 2020 году.

Основным направлением совершенствования технологической структуры угольного производства является увеличение удельного веса открытого способа добычи с доведением его с 64 процентов в 2000 году (65 процентов в 2002 году) до 75-80 процентов к 2020 году.

В 2001-2020 годах для обеспечения роста добычи по умеренному варианту развития потребуется ввести около 130 млн. т новых мощностей, из них в Кузнецком бассейне - 55 млн. т и в Канско-Ачинском - 40 млн. т. При оптимистическом варианте развития потребность во вводе новых мощностей составит 200 млн. т, из них в Кузнецком бассейне - 75 млн. т, в Канско-Ачинском - 70 млн. т, на месторождениях Дальнего Востока - до 20 млн. т. Долгосрочная государственная политика в угольном секторе, направленная на создание условий, обеспечивающих стабильное развитие отрасли, предусматривает три этапа:

в 2003-2005 годах - завершение приватизации угольного производства, улучшение финансового состояния угольных организаций, продолжение ликвидации особо убыточных предприятий угольной отрасли, осуществление мер социальной защиты высвобождаемых работников, мероприятий по социальной и экологической реабилитации шахтерских городов и поселков с использованием средств государственной поддержки;

в 2006-2010 годах - завершение ликвидации особо убыточных предприятий, переселения высвобождающихся работников ликвидируемых организаций из районов Крайнего Севера и приравненных к ним местностей, повышение конкурентоспособности угольного топлива по отношению к природному газу за счет проведения целенаправленной государственной ценовой политики, осуществления технического перевооружения и интенсификации производства;

в 2011-2020 годах - коренное изменение технического и экономического уровня угольного производства за счет перемещения добычи на вновь введенные мощности, оснащенные техникой нового поколения, выход на высококачественную конечную продукцию, в том числе на базе угольно-металлургических, энерготехнологических и углехимических комплексов.

Государственная поддержка отрасли будет ограничена финансированием завершения работ по ликвидации особо убыточных шахт и разрезов, субсидированием на первом этапе процентных ставок по привлеченным организациями отрасли кредитам для развития производства. Кроме того, в период до 2010 года потребуется государственная поддержка проектов создания чистых угольных технологий и углехимических производств (синтетическое жидкое топливо, газ, углеродные нити и другие).

Существенное изменение территориальной структуры добычи и потребления угля обусловливает увеличение межрегиональных поставок твердого топлива прежде всего в направлении Восток - Запад с 65 млн. т в 2002 году до 90 млн. т в 2010 году и 130 млн. т в 2020 году (по оптимистическому варианту развития).

Для решения проблемы межрегиональных перевозок, связанной с дополнительными поставками угольной продукции на тепловые электростанции Урала и центра, а также в порты Балтийского и Черного морей необходимо увеличить провозную способность железных дорог в западном направлении на 70 млн. т в год. В целях увеличения экспорта угольной продукции осуществляются модернизация и увеличение пропускной способности таких портов, как Восточный, Ванино, Усть-Луга, а также Мурманского глубоководного порта. Планируется строительство на побережье Черного моря нового порта с высокопроизводительным угольным терминалом. Целесообразно возобновить работы по созданию трубопроводов для транспортировки плотной угольной суспензии.

Научно-техническая и инновационная политика в угольной отрасли предусматривает:

разработку и введение системы мер по повышению качества угольной продукции (включая переход на международную систему обеспечения контроля качества отгружаемых углей, установление стандартов качества по видам потребления углей, организацию сертификации продукции, внедрение на предприятиях международных стандартов качества);

коренное техническое перевооружение угледобывающего производства, включая оснащение разрезов высокопроизводительной горно-транспортной техникой непрерывного и циклического действия, в том числе для селективной обработки угольных пластов, внедрение циклично-поточной и поточной технологии, обеспечение развития технологии подземной угледобычи с преимущественным использованием в длинных очистных забоях механизированных комплексов нового технического уровня, а также короткозабойной техники с применением комбайнов непрерывного действия и самоходных средств транспортировки угля, техническое обеспечение промышленной утилизации шахтного метана;

увеличение объема обогащения коксующегося угля до 100 процентов и энергетического угля (кроме бурого) до 50 процентов;

внедрение технологии глубокой переработки углей на основе мягкого пиролиза с получением жидких углеводородов и экологически чистого твердого топлива, углеродных нитей, сульфоугля, суперчистого энергоносителя;

разработку и внедрение ресурсосберегающих технологий и оборудования для производства и транспортировки водоугольного топлива, газификации углей и их отходов после обогащения;

разработку новых технологий и оборудования для эффективной дегазации угольных пластов;

разработку и реализацию программы создания конкурентоспособной отечественной горнодобывающей техники.

Достижение намечаемых уровней добычи угля в стране, техническое перевооружение отрасли и развитие транспортной инфраструктуры потребуют значительного увеличения инвестиций. Основными источниками капитальных вложений будут собственные средства предприятий отрасли и заемные финансовые ресурсы.

*Не приводится.

Стратегическими целями развития электроэнергетики являются:

надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;

сохранение целостности и развитие единой энергетической системы страны, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;

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

снижение вредного воздействия на окружающую среду.

С учетом прогнозируемых объемов спроса на электроэнергию при оптимистическом и благоприятном вариантах развития суммарное производство электроэнергии может возрасти по сравнению с 2000 годом более чем в 1,2 раза к 2010 году (до 1070 млрд. кВт ч) и в 1,6 раза к 2020 году (до 1365 млрд. кВт ч). При умеренном варианте развития экономики производство электроэнергии составит соответственно 1015 млрд. кВт ч и 1215 млрд. кВт ч (рис. 13)*.

Обеспечение такого уровня электропотребления требует решения ряда проблем, которые носят системный характер, - ограничение передачи мощности по линиям электропередачи, старение основного энергетического оборудования, технологическая отсталость, нерациональная структура топливного баланса, неэффективное использование установленных генерирующих мощностей.

Остаются невостребованными энергетические мощности сибирских гидро- и теплоэлектростанций ("запертые" мощности в этом регионе составляют порядка 7-10 млн. кВт). Поэтому одной из стратегических задач электроэнергетики является развитие межсистемных линий электропередачи 500-1150 кВ для усиления надежности параллельной работы объединенной энергетической системы Сибири с энергетическими системами европейской части России и с объединенной энергетической системой Дальнего Востока. Это позволит избежать дорогостоящих перевозок угля из Кузбасса и КАТЭКа за счет их использования на местных тепловых электростанциях с выдачей 5-6 млн. кВт на запад и 2-3 млн. кВт - на восток. Кроме того, использование маневренных возможностей гидроэлектростанций Ангаро-Енисейского каскада снимет напряженность регулирования графика нагрузки в энергосистемах европейской части России.

Износ активной части фондов в электроэнергетике составляет 60-65 процентов, в том числе в сельских распределительных сетях - свыше 75 процентов. Отечественное оборудование, составляющее техническую основу электроэнергетики, морально устарело, уступает современным требованиям и лучшим мировым изделиям. Поэтому необходимо не только поддержание работоспособности, но и существенное обновление основных производственных фондов на базе новой техники и технологий производства и распределения электроэнергии и тепла.

Наличие в энергосистемах изношенного, выработавшего свой ресурс оборудования, доля которого уже превысила 15 процентов всех мощностей, и отсутствие возможности его восстановления связано с технологическими отказами, авариями и, как следствие, снижением надежности электроснабжения.

Нерациональная структура топливного баланса обусловлена проводившейся политикой ценообразования на первичные энергоносители для электростанций. Цены на уголь в среднем в 1,5 раза превышают цены на газ. При таких условиях и в связи с большой капиталоемкостью угольных электростанций они становятся неконкурентоспособными и не могут развиваться, что может усугубить сложившуюся за последние годы ситуацию, когда в структуре топливного баланса тепловых электростанций доля выработки электроэнергии на газе превышала 60 процентов.

Для развития единой энергетической системы России предусматривается сооружение линий электропередачи в объеме, обеспечивающем ее устойчивое и надежное функционирование и устранение технических ограничений, сдерживающих развитие конкурентного рынка электрической энергии и мощности.

В основе развития электрической сети единой энергетической системы России должны лежать следующие основные принципы:

гибкость, позволяющая осуществлять поэтапное развитие и возможность приспосабливаться к изменению условий функционирования (рост нагрузки, развитие электростанций, реверс потоков мощности, реализация новых межгосударственных договоров на поставку электроэнергии);

постепенная "надстройка" основной сети единой энергетической системы линиями более высокого напряжения;

сведение к минимуму числа дополнительных трансформаций 220/330, 330/500, 500/750 кВ в зонах совместного действия этих напряжений;

управляемость основной электрической сети путем использования средств принудительного распределения потоков электроэнергии.

Основу системообразующих сетей единой энергетической системы России до 2020 года будут составлять линии электропередачи 500-750 кВ. Суммарный ввод линий электропередачи напряжением 330 кВ и выше до 2020 года должен составить в зависимости от варианта развития 25-35 тысяч километров.

Развитие единой электрической сети страны будет осуществляться под контролем федеральной сетевой компании и системного оператора (с долей государства в обеих - 75 процентов плюс 1 акция), при этом будет сохранена и обеспечена вертикаль диспетчерско-технологического управления.

Для обеспечения прогнозируемых уровней электро- и теплопотребления при оптимистическом и благоприятном вариантах необходимо развитие генерирующих мощностей на электростанциях России (с учетом замены и модернизации) в 2003-2020 годах, по оценкам, не менее 177 млн. кВт, в том числе на гидро- и гидроаккумулирующих электростанциях - 11,2 млн. кВт, на атомных - 23 млн. кВт и тепловых - 143 млн. кВт (из них с парогазовыми и газотурбинными установками - 37 млн. кВт), при умеренном варианте ввод в действие генерирующих мощностей составит 121 млн. кВт, в том числе на гидро- и гидроаккумулирующих электростанциях - 7 млн. кВт, на атомных - 17 млн. кВт и тепловых - 97 млн. кВт (из них с парогазовыми и газотурбинными установками - 31,5 млн. кВт).

Указанные величины могут быть уменьшены в случае принятия решения о продлении срока службы имеющихся генерирующих мощностей, однако при этом снизится надежность энергоснабжения потребителей и экономичность работы электростанций, увеличится расход топлива, возрастут объемы вводов генерирующих мощностей в последующий период.

Развитие электроэнергетики в указанный период будет исходить из следующих экономически обоснованных приоритетов территориального размещения генерирующих мощностей:

в европейской части России - техническое перевооружение тепловых электростанций на газе с замещением паросиловых турбин на парогазовые и максимальное развитие атомных электростанций;

в Сибири - развитие тепловых электростанций на угле и гидроэлектростанций;

на Дальнем Востоке - развитие гидроэлектростанций, тепловых электростанций на угле, а также газе (в крупных городах).

Основой электроэнергетики останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 60-70 процентов. Выработка электроэнергии на тепловых электростанциях к 2020 году возрастет в 1,4 раза по сравнению с 2000 годом.

Структура расходуемого топлива на тепловых электростанциях будет изменяться в сторону уменьшения доли газа к 2020 году и увеличения доли угля, причем соотношение между газом и углем будет определяться складывающейся конъюнктурой цен на природный газ и уголь.

Определяющим фактором является цена на природный газ, которая должна быть постепенно увеличена до уровня, обеспечивающего развитие газовой отрасли. Для того чтобы электростанции на угле могли конкурировать с электростанциями на газе на формирующемся рынке электроэнергии России, цена на газ должна быть в 1,6-2 раза выше цены на уголь. Такое соотношение цен позволит снизить долю газа в структуре потребления топлива тепловыми электростанциями.

В результате величина среднего тарифа на электроэнергию для всех категорий потребителей оценивается в 4-4,5 цента/кВт ч к 2020 году. Необходимо ликвидировать перекрестное субсидирование и обеспечить дифференциацию тарифов в зависимости от суточного и сезонного графиков покрытия нагрузки, как это принято в мировой практике, так как затраты на производство электроэнергии от дорогих пиковых генерирующих мощностей в несколько раз превышают затраты на производство от базовых мощностей атомных и тепловых электростанций.

Кроме того, предусматривается предоставление скидок энергоемким потребителям.

Сценарии развития теплоэнергетики, связанные с возможностью радикального изменения условий обеспечения топливом тепловых электростанций в европейской части страны, преодоление к 2010 году тенденции превышения темпов нарастания объемов оборудования электростанций, выработавших свой ресурс, над темпами вывода его из работы и обновления требуют скорейшего внедрения достижений научно-технического прогресса и новых технологий в электроэнергетике.

Для электростанций, работающих на газе, такими технологиями являются парогазовый цикл, газотурбинные надстройки паросиловых блоков и газовые турбины с утилизацией тепла. На электростанциях, работающих на твердом топливе, - экологически чистые технологии сжигания угля в циркулирующем кипящем слое, а позже - газификация угля с использованием генераторного газа в парогазовых установках. Новые угольные тепловые электростанции в крупных городах и сельскохозяйственных регионах должны быть оснащены установками сероочистки.

Переход от паротурбинных тепловых электростанций на газе к парогазовым обеспечит повышение коэффициента полезного действия установок до 50 процентов, а в перспективе - до 60 процентов и более. Вторым направлением повышения тепловой экономичности тепловых электростанций является строительство новых угольных блоков, использующих технологию применения сверхкритических параметров пара, с коэффициентом полезного действия 45-46 процентов, что снизит удельный расход топлива на выработку электроэнергии на твердом топливе с 360 грамм условного топлива за 1 кВт ч в 2000 году до 310 грамм условного топлива за 1 кВт ч в 2010 году и до 280 грамм условного топлива за 1 кВт ч в 2020 году.

Важнейшую роль в снижении расхода топлива, используемого для производства электрической и тепловой энергии в электроэнергетическом секторе, будет играть теплофикация, то есть выработка электроэнергии на тепловых электростанциях с утилизацией теплоты, отработавшей в паросиловом, газотурбинном или комбинированном парогазовом цикле.

Важным направлением в электроэнергетике в современных условиях является развитие распределенной генерации на базе строительства электростанций небольшой мощности, в первую очередь небольших тепловых электростанций с парогазовыми, газотурбинными установками и другими современными технологиями.

Газотурбинные, газопоршневые и парогазовые тепловые электростанции, ориентированные на обслуживание потребителей с тепловыми нагрузками малой и средней концентрации (до 10-50 Гкал/ч), получившие название когенерационных, будут обеспечивать в первую очередь децентрализованный сектор теплоснабжения. Кроме этого, часть районных отопительных и промышленных котельных будет реконструирована (где это возможно и экономически оправдано) в тепловые электростанции малой мощности.

В результате в процессе развития теплофикации и когенерации будет возрастать доля независимых от акционерных обществ энергетики и электрификации производителей электроэнергии и тепла, возрастет конкуренция производителей электрической и тепловой энергии.

Для выполнения инновационной программы отрасли необходимо осуществить комплекс научных исследований и разработок по следующим направлениям:

расширение ресурсной базы электроэнергетики и повышение региональной обеспеченности топливом за счет освоения эффективного экологически чистого сжигания канско-ачинских и низкосортных углей восточных районов России в котлах паротурбинных энергоблоков со сверхкритическими параметрами пара и с использованием технологии сжигания угля, в том числе с "кольцевой" топкой, в расплаве шлака, в топках с циркулирующим кипящим слоем и под давлением;

повышение эффективности защиты окружающей среды на основе комплексных систем газоочистки и золоулавливания на энергоблоках;

повышение эффективности парогазового цикла за счет выбора схемы утилизации тепла;

создание и освоение производства энергетических установок нового поколения на базе твердооксидных топливных элементов для централизованного энергоснабжения, исследование возможности применения в этих целях топливных элементов других типов;

создание и внедрение в эксплуатацию надежного электротехнического коммутационного оборудования с вакуумной изоляцией;

развитие межсистемных электрических передач с повышенной пропускной способностью;

развитие гибких электрических передач;

внедрение нового поколения трансформаторного оборудования, систем защиты от перенапряжений и микропроцессорных систем релейной защиты и противоаварийной автоматики, оптико-волоконных систем связи;

создание и внедрение электротехнического оборудования, включая преобразовательные агрегаты на терристорных элементах, в том числе частотно-регулируемые преобразователи для электроприводов различного назначения;

увеличение надежности теплоснабжения на базе повышения долговечности и коррозионной стойкости труб тепловых сетей с пенополиуретановой изоляцией.

Гидроресурсы России по своему потенциалу сопоставимы с современными объемами выработки электроэнергии всеми электростанциями страны, однако используются они всего на 15 процентов. В связи с ростом затрат на добычу органического топлива и ожидаемым увеличением цен на него необходимо обеспечить максимально возможное использование и развитие гидроэнергетики, являющейся экологически чистым возобновляемым источником электроэнергии. При оптимистическом и благоприятном вариантах развития выработка электроэнергии на гидроэлектростанциях возрастет до 180 млрд. кВт ч в 2010 году и до 215 млрд. кВт ч в 2020 году с дальнейшим увеличением до 350 млрд. кВт ч за счет сооружения новых гидроэлектростанций.

Гидроэнергетика будет развиваться в основном в Сибири и на Дальнем Востоке. В европейских районах получит развитие строительство малых гидроэлектростанций, преимущественно на Северном Кавказе, продолжится сооружение некрупных пиковых гидроэлектростанций.

Для обеспечения надежного функционирования единой энергетической системы России и компенсации неравномерного потребления электроэнергии в условиях увеличения доли базисных АЭС в европейской части страны необходимо ускорить сооружение гидроаккумулирующих электростанций.

Развитие сетевого хозяйства, обновление и обеспечение прироста генерирующих мощностей требуют роста инвестиций в электроэнергетику.

При этом источниками инвестиций будут:

для тепловых генерирующих компаний - собственные средства компаний, заемный и акционерный капитал;

для гидрогенерирующих компаний с государственным участием - наряду с указанными источниками возможно создание и использование целевых инвестиционных фондов, формируемых за счет прибыли гидроэлектростанций;

для федеральной сетевой компании и системного оператора - централизованные инвестиционные средства, включаемые в тарифы на передачу и системные услуги.

Необходимо осуществить модернизацию коммунальной энергетики, в том числе за счет привлечения частного капитала в эту потенциально привлекательную в инвестиционном отношении сферу хозяйственной деятельности на основе реформирования и модернизации всего жилищно-коммунального комплекса Российской Федерации с преобразованием унитарных муниципальных предприятий, обеспечивающих электроснабжение населения и коммунальной сферы городов, в открытые акционерные общества и последующей их интеграцией с акционерными обществами энергетики и электрификации, включая использование концессионных, арендных и других механизмов управления объектами коммунальной инфраструктуры.

Для привлечения крупномасштабных инвестиций в электроэнергетику требуется коренное реформирование отрасли и соответствующая государственная тарифная политика.

В соответствии с Федеральным законом "Об электроэнергетике" реформирование электроэнергетики намечено осуществлять на следующих принципах:

отнесение передачи, распределения электроэнергии и диспетчеризации к подлежащим государственному регулированию исключительным видам деятельности, осуществление которых возможно только на основании специальных разрешений (лицензий);

демонополизация и развитие конкуренции в сфере производства, сбыта и оказания услуг (ремонт, наладка, проектирование);

обеспечение всем производителям и потребителям электроэнергии равного доступа к инфраструктуре рынка;

единство стандартов безопасности, технических норм и правил, действующих в электроэнергетике;

обеспечение финансовой прозрачности рынков электроэнергии и деятельности организаций регулируемых секторов электроэнергетики;

обеспечение прав инвесторов, кредиторов и акционеров при проведении структурных преобразований.

Основной задачей проводимых реформ в электроэнергетике является развитие конкуренции в потенциально конкурентных сферах деятельности - генерация и сбыт электроэнергии в тех районах, где это технологически и экономически реализуемо, что, в свою очередь, создаст условия для более эффективной хозяйственной деятельности в сфере генерации, передачи и сбыта электроэнергии. При этом должна быть обеспечена устойчивая и стабильная работа единой энергетической системы Российской Федерации, надежное электро- и теплоснабжение регионов Российской Федерации.

Правительством Российской Федерации приняты Основные направления реформирования электроэнергетики, предусматривающие осуществление реформы в отрасли в три этапа.

На первом этапе не проводится полная либерализация рынка электроэнергии, что позволит избежать совмещения двух сложных процессов - реструктуризации предприятий и либерализации рынка. Создается оптовый рынок в объеме продаж до 15 процентов производимой электростанциями энергии, что позволит уже на первом этапе отработать модель конкурентного оптового рынка.

На втором этапе создаются и развиваются оптовый и розничный рынки электроэнергии. По мере развития рынка и инфраструктуры будет происходить увеличение количества участников рынка. Основой создаваемого рынка станет сочетание организованной (биржевой) торговли электроэнергией с системой заключения двусторонних договоров, предоставляющее участникам рынка возможность самостоятельного формирования хозяйственных связей. Наличие эффективной системы регулирования и контроля, созданной на первом этапе, позволит снизить риск перехода к либерализации рынка.

На третьем этапе предполагается создание условий для привлечения значительных инвестиций в капитал предприятий электроэнергетики, завершится оформление инфраструктуры и переход электроэнергетики к устойчивому развитию.

Реформа отрасли создаст условия для конкуренции электроэнергетических компаний как на внутреннем, так и на внешних рынках, что позволит расширить экспортный потенциал России. В этом отношении особое значение будут иметь усилия в области включения в параллельную работу электроэнергетических систем России и Европы, а также экспорт электроэнергии в страны Азиатско-Тихоокеанского региона из Сибири и Дальнего Востока с сооружением экспортных линий электропередачи.

Развитие экспорта электроэнергии является стратегической задачей, поскольку, в отличие от экспорта углеводородного сырья, представляет собой продвижение на зарубежные рынки наукоемкой высокотехнологичной готовой продукции. В связи с этим государство будет оказывать поддержку расширению экспорта электроэнергии.

С учетом либерализации и демонополизации оптового рынка электроэнергии (мощности) и принципов реформирования электроэнергетического сектора России, контрольная и регулирующая роль государства в сфере экспорта электроэнергии будет заключаться в обеспечении недискриминационного доступа производителей к экспорту, а также организации и осуществлении антидемпинговых и антимонопольных процедур.

Основываясь на принципах экономической целесообразности при формировании управленческой стратегии в области электроэнергетики, а также на безусловном исполнении принципов энергетической безопасности Российской Федерации, государство будет поощрять разумное сочетание экспорта и импорта электроэнергии. Импорт электроэнергии на первом этапе реформирования электроэнергетики будет считаться оправданным в тех случаях, когда он будет способствовать недопущению скачкообразного роста тарифов на внутреннем рынке России, а также преодолению дефицита в отдельных сегментах оптового рынка в период реконструкции существующих и строительства новых генерирующих мощностей.

*Не приводится.

В России эксплуатируются 30 ядерных энергоблоков на десяти атомных электростанциях с общей установленной мощностью 22,2 ГВт. В их числе 14 энергоблоков с реакторами типа ВВЭР, 11 энергоблоков с реакторами типа РБМК, 4 энергоблока с реакторами типа ЭГП с канальными водографитовыми реакторами и 1 энергоблок на быстрых нейтронах - БН-600.

Выработка электроэнергии российскими атомными электростанциями в 2002 году составила 140 млрд. кВт ч, коэффициент использования установленной мощности атомных электростанций - 72 процента.

Атомная энергетика с 1998 года обеспечивает ежегодный прирост производства в среднем около 8 млрд. кВт ч при наличии резерва для увеличения выработки электроэнергии на 20 млрд. кВт ч.

В указанный период произведен ввод в действие энергоблока в 1 ГВт на Волгодонской атомной станции, предусматривается завершить строительство и ввести до 2011 года шесть энергоблоков мощностью до 6 ГВт, обеспечивая средний темп роста мощности 0,7 ГВт, а электроэнергии - до 5 процентов ежегодно.

Доля атомной энергетики в настоящее время составляет 3,5 процента потребления всех топливно-энергетических ресурсов, 11 процентов установленной мощности и 16 процентов производства электроэнергии России (21 процент в европейской части страны).

Основные направления развития атомной энергетики определены одобренной Правительством Российской Федерации стратегией развития атомной энергетики России в первой половине XXI века.

В результате проведенной многофакторной оптимизации топливно-энергетического баланса определено, что увеличение потребности экономики страны в электроэнергии целесообразно в значительной степени покрывать за счет роста выработки электроэнергии атомными электростанциями (в основном в европейской части), которая должна возрасти при оптимистическом и благоприятном вариантах развития со 130 млрд. кВт ч в 2000 году (140 млрд. кВт ч в 2002 году) до 195 млрд. кВт ч в 2010 году и до 300 млрд. кВт ч в 2020 году. Кроме того, предусматривается развитие производства тепловой энергии от атомных энергоисточников до 30 млн. Гкал/год. При умеренном варианте развития экономики производство электроэнергии на атомных станциях уменьшается до 230 млрд. кВт ч в 2020 году. Возможность дополнительного увеличения производства электроэнергии на атомных станциях до 270 млрд. кВт ч связана с созданием энергокомплексов "атомные электростанции - гидроаккумулирующие электростанции" и увеличением объемов производства тепловой энергии в районах размещения действующих и новых атомных электростанций.

В результате производство электроэнергии на атомных станциях возрастет с 16 процентов в 2000 году до 23 процентов в 2020 году (в европейской части - до 32 процентов).

Для достижения указанных показателей потребуется увеличить мощность атомных станций и производство энергии практически в 2 раза (темп создания новых мощностей - до 2 ГВт в год).

На действующих атомных электростанциях предусмотрено дальнейшее повышение их эксплуатационной безопасности, в том числе за счет модернизации и продления срока эксплуатации энергоблоков (на 10-20 лет) с последующим замещением новыми, в основном на существующих или подготовленных площадках.

Планируемый объем развития мощностей электроэнергетики с увеличением доли базовой мощности атомных электростанций в европейской части России требует оптимизации системы и режимов использования источников генерации в переменной части графиков электрических нагрузок и в осенне - зимний период.

Для этого предусматривается также развитие электросетевого хозяйства, создание необходимых мощностей гидроаккумулирующих электростанций, освоение новых топливных сборок и модернизация систем автоматического регулирования на атомных электростанциях для дальнейшего расширения допустимого диапазона системного регулирования нагрузок без снижения надежности и безопасности эксплуатации.

Главными задачами в развитии атомной энергетики являются повышение ее эффективности и конкурентоспособности, снижение уровня удельных затрат на воспроизводство и развитие мощностей при обеспечении соответствия уровня безопасности современным нормам и правилам.

Атомные электростанции, являющиеся государственной собственностью и объединенные в государственную генерирующую компанию, осуществляют полноправное участие на формируемом конкурентном рынке электроэнергии.

Указанные параметры развития атомной энергетики определяют сдержанный рост тарифов на производство энергии от 1,4 цента за 1 кВт ч в 2003 году до 2,4 цента за 1 кВт ч в 2015 году, обеспечивая тарифное преимущество перед электростанциями на органическом топливе.

Отличительными особенностями отрасли являются:

единый комплекс "топливно-сырьевые ресурсы - производство энергии - обращение с отходами";

отраслевая инвестиционная политика и реализуемые целевые программы, которые обеспечивают устойчивость, обновление и повышение эффективности существующего потенциала и развитие ядерно-топливной базы и мощностей по переработке и утилизации радиоактивных отходов;

готовность к реализации высокотехнологичных и экономически выгодных проектов энергетических комплексов, соответствующих современному уровню безопасности и надежности, в том числе инновационных технологий;

возможность освоения рынка тепловой энергии для социальной сферы с замещением неэкономичных источников теплопроизводства;

наличие отечественного энергомашиностроительного производства и строительно-монтажного комплекса.

Важной составляющей государственной стратегии развития промышленности ядерно-топливного цикла и атомной энергетики является увеличение экспортного потенциала ядерных технологий России: развитие экспорта атомных электростанций, ядерного топлива и электроэнергии.

Разведанные и потенциальные запасы природного урана, накопленные резервы регенерированного урана и существующие мощности ядерного топливного цикла при экономически обоснованной инвестиционной и экспортно-импортной политике обеспечивают прогнозируемые параметры развития атомной энергетики. Долгосрочная отраслевая технологическая политика предусматривает постепенный ввод новой ядерной энерготехнологии на быстрых реакторах с замыканием ядерного топливного цикла с уранплутониевым топливом, что снимет ограничения в отношении топливного сырья.

Намечаемые уровни развития атомной энергетики и предприятий ядерно-топливного цикла потребуют значительного роста инвестиций. Основным источником капитальных вложений для отрасли останутся собственные средства предприятий, полученные за счет инвестиционной составляющей в тарифах, средства государственного бюджета, инвестиционных и финансовых структур, а также средства, привлеченные на условиях проектного финансирования при государственных гарантиях.

Стратегическими целями теплоснабжения являются:

надежное снабжение теплом предприятий экономики и населения страны;

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

максимально эффективное использование возможностей когенерации.

Для достижения этих целей предусматривается:

разработка программы реформирования теплоснабжения в России и создание государственной системы управления процессами теплоснабжения;

пересмотр политики теплоснабжения городов и предприятий в части оптимального снижения централизации с целью повышения надежности теплоснабжения и снижения затрат на передачу тепловой энергии;

разработка и осуществление мер государственного регулирования для обеспечения коммерческой эффективности теплофикации для сохранения первичных энергоресурсов, снижения вредных выбросов от энергоисточников в окружающую среду, рационального использования территорий городов.

Суровые климатические условия в России предопределяют теплоснабжение как наиболее социально значимый и в то же время наиболее топливоемкий сектор экономики: в нем потребляется примерно 40 процентов энергоресурсов, используемых в стране, а более половины этих ресурсов приходится на коммунально-бытовой сектор. Несмотря на это, теплоснабжение в отличие от основных отраслей ТЭК не имеет единой технической, структурно-инвестиционной, организационной и экономической политики. Относительно прозрачны лишь системы централизованного теплоснабжения и в их числе - теплофикационные системы в составе акционерных обществ энергетики и электрификации и соответственно - Российского акционерного общества энергетики и электрификации "ЕЭС России".

Не ведется разработка сводного теплового баланса страны.

В результате ряд направлений производства и использования тепловой энергии не учитывается.

В настоящее время около 72 процентов всей тепловой энергии производится централизованными источниками (мощностью более 20 Гкал/ч), остальные 28 процентов производятся децентрализованными источниками, в том числе 18 процентов - автономными и индивидуальными источниками. Кроме того, незначительная часть спроса на тепловую энергию (4,5 процента) удовлетворяется за счет утилизации сбросного тепла от технологических установок, а доля тепла, получаемого от возобновляемых источников энергии, очень мала.

В России электроэнергетика теснейшим образом связана с теплоснабжением: на тепловых электростанциях производится более 60 процентов электрической и почти 32 процента тепловой энергии, используемой в стране, при этом практически третья часть электроэнергии, производимой всеми тепловыми электростанциями, вырабатывается в теплофикационном (комбинированном) цикле.

Эффективность работы ТЭЦ общего пользования и ряда ГРЭС с большими объемами отпуска тепла во многом зависит от эффективности функционирования систем централизованного теплоснабжения, в составе которых работают эти станции.

Кроме указанных ТЭЦ и ГРЭС, а также АТЭЦ, в городах работает много так называемых промышленных ТЭЦ и котельных, которые входят в состав промышленных предприятий и снабжают их, а также прилегающие жилые районы тепловой (прежде всего) и электрической энергией. Большое количество котельных находится в муниципальной собственности. Индивидуальные котельные, встроенные в отапливаемые здания или пристроенные к ним, обычно являются собственностью тех хозяйствующих субъектов, которым принадлежат указанные здания.

Системами централизованного теплоснабжения, являющимися локальными монополиями, вырабатывается около 1,4 млрд. Гкал тепла в год. Около 600 млн. Гкал тепловой энергии ежегодно производят 68 тысяч коммунальных котельных. В большинстве крупных городов (более 100 тыс. чел.) централизованным теплоснабжением обеспечено 70-95 процентов жилого фонда.

Около 50 процентов объектов коммунального теплоснабжения и инженерных сетей требуют замены, не менее 15 процентов находятся в аварийном состоянии. На каждые 100 километров тепловых сетей ежегодно регистрируется в среднем 70 повреждений. Потери в тепловых сетях достигают 30 процентов, а с утечками теплоносителя ежегодно теряется более 0,25 кубических километров воды, 82 процента общей протяженности тепловых сетей требуют капитального ремонта или полной замены.

К основным причинам такого состояния систем коммунального теплоснабжения относятся дефицит финансовых средств, износ оборудования и тепловых сетей, слабое управление и нерешенные вопросы разграничения полномочий и ответственности в коммунальной энергетике, отсутствие перспективных схем развития систем теплоснабжения.

Накопившиеся за многие годы проблемы в теплоснабжении отрицательно сказываются на нормальном функционировании не только жилищно-коммунального комплекса, но и ТЭК страны. Поэтому их решение и проводимая в настоящее время реформа жилищно-коммунального хозяйства должны быть организационно и экономически связаны с реформированием электроэнергетики и преобразованиями в газовой отрасли.

Для решения накопившихся проблем в теплоснабжении, которые проявились в последние годы особенно в жилищно-коммунальном секторе и связаны с эксплуатацией и дальнейшим развитием систем теплоснабжения (централизованных, децентрализованных, автономных, индивидуальных), необходимо осуществление комплекса мер, в частности:

в области совершенствования организационной, нормативной и правовой базы:

объединение тепловых сетей акционерных обществ энергетики и электрификации и муниципальных тепловых сетей в рамках одного предприятия (от коллекторов источников тепловой энергии до конечных потребителей), что определит ответственность таких предприятий за надежное и экономически эффективное теплоснабжение конечных потребителей со всеми вытекающими из этого правовыми, экономическими и технологическими последствиями. При этом в процессе реформирования жилищно-коммунального хозяйства должны быть решены вопросы создания контролируемых потребителями организационных структур, ответственных перед населением за оказание услуг по теплоснабжению;

обновление, расширение и при необходимости создание нормативной базы, регулирующей решение проблем теплоснабжения силами и средствами всех производителей тепловой энергии. При этом должны быть созданы организационно-правовые и экономические механизмы разработки и реализации новых комплексных генеральных планов электро-, газо- и теплоснабжения городов с учетом оптимальной структуры энергоресурсов, степени централизации теплоснабжения и теплофикации, что должно обеспечить минимизацию тарифов на производство и передачу тепловой энергии;

создание информационно-аналитической базы данных и организация мониторинга всех действующих систем теплоснабжения для определения реальных затрат энергоресурсов, расходуемых на теплоснабжение, с последующей корректировкой (при необходимости) направлений развития теплоснабжения в городах, регионах и стране в целом;

в области разработки новых подходов к тарифному регулированию, управлению спросом и развитию рыночных отношений:

введение системы тарифов на тепловую энергию с выделением ставок за мощность и энергию, а также дифференцированных тарифов по объемам потребления, времени года, числу часов использования максимума нагрузок, и главное - отдельно по городам (возможно, и по отдельным источникам) с целью исключения перекрестного субсидирования неэкономичных источников тепла за счет высокорентабельных;

повышение эффективности функционирования энергоисточников и тепловых сетей за счет снижения издержек системы теплоснабжения в целом, привлечения частных инвестиций, создания условий для превращения теплоснабжения в сферу, привлекательную для бизнеса;

обеспечение управления спросом на тепловую энергию силами и средствами потребителей (а не поставщиков тепла, как это до сих пор принято в России), для чего потребуется массовое внедрение систем автоматического регулирования на тепловых пунктах у конечных потребителей с поэтапным переходом на независимые схемы присоединения к сети и внедрением количественного и количественно-качественного регулирования отпуска тепловой энергии, которая может быть поставлена (подана) в сеть от различных источников;

развитие рыночных отношений и изменение структуры собственности, что повлияет на структуру производства тепловой энергии в направлении децентрализации и меньшей зависимости от акционерных обществ энергетики и электрификации;

в области технического перевооружения отрасли:

осуществление реконструкции, модернизации и развития действующих систем централизованного теплоснабжения с целью максимально возможного использования комбинированного производства электрической и тепловой энергии;

обеспечение совершенствования технологий в области теплоснабжения и теплофикации, снижение себестоимости производства тепловой энергии за счет внедрения газотурбинных, парогазовых, газопоршневых и газовинтовых ТЭЦ различной мощности с вытеснением действующих газовых котельных в зону пиковых тепловых нагрузок;

принятие мер по повышению надежности тепловых сетей за счет перехода на предварительно изолированные трубы, совершенствования оборудования, используемого в системах централизованного и децентрализованного теплоснабжения;

обеспечение с учетом суровых климатических условий и кризисных явлений в секторе муниципального теплоснабжения в каждой системе теплоснабжения резервных мощностей и запасов топлива в зависимости от продолжительности сверхнизких температур и их абсолютного значения.

Теплоснабжение такой северной страны, как Россия должно относиться к числу важнейших приоритетов государственной экономической и энергетической политики. При этом основной задачей является создание системы, обеспечивающей скоординированную работу различных государственных и частных организаций в интересах потребителей. После создания такой системы за государством должна остаться разработка стратегических направлений развития теплоснабжения, анализ возможных проблем и поиск путей их решения, а также государственный надзор.

Прогнозируется рост производства тепловой энергии (рис. 14)*: в 2010 году - на 9-13 процентов и в 2020 году - на 22-34 процента больше чем в 2000 году. При этом предусматривается рост реального потребления тепловой энергии в 1,4-1,5 раза за счет сокращения потерь и использования высокого потенциала энергосбережения в этом секторе энергетики.

Поскольку теплоснабжение в России имеет большое социальное значение, повышение его надежности, качества и экономичности является безальтернативной задачей. Любые сбои в обеспечении населения и других потребителей теплом негативным образом воздействуют на экономику страны и усиливают социальную напряженность. Поэтому в рассматриваемой перспективе государство должно оставаться важнейшим субъектом экономических отношений в отрасли.

Намечаемые уровни развития теплоснабжения, коренная модернизация и техническое перевооружение отрасли потребуют значительного роста инвестиций. Основным источником капитальных вложений будут являться собственные средства предприятий отрасли, государственное (муниципальное) финансирование, заемные средства, в том числе привлеченные на условиях проектного финансирования.

*Не приводится.

Возобновляемые источники энергии - источники непрерывно возобновляемых в биосфере земли видов энергии: солнечная, ветровая, океаническая, гидроэнергия рек, геотермальная, энергия биомассы и другие.

Стратегическими целями использования возобновляемых источников энергии и местных видов топлива являются:

сокращение потребления невозобновляемых топливно-энергетических ресурсов;

снижение экологической нагрузки от деятельности топливно-энергетического комплекса;

обеспечение децентрализованных потребителей и регионов с дальним и сезонным завозом топлива;

снижение расходов на дальнепривозное топливо.

При проведении региональной энергетической политики важное значение имеет оптимальное использование возобновляемых источников энергии и местных видов топлива.

Необходимость использования указанных видов энергии определяется их существенной ролью при решении следующих проблем:

обеспечение устойчивого тепло- и электроснабжения населения и производства в зонах децентрализованного энергоснабжения, в первую очередь в районах Крайнего Севера и приравненных к ним территориях. Объем завоза топлива в эти районы составляет около 7 млн. т нефтепродуктов и свыше 23 млн. т угля;

обеспечение гарантированного минимума энергоснабжения населения и производства в зонах централизованного энергоснабжения, испытывающих дефицит энергии, предотвращение ущерба от аварийных и ограничительных отключений;

снижение вредных выбросов от энергетических установок в городах и населенных пунктах со сложной экологической обстановкой, а также в местах массового отдыха населения.

Неистощаемость и экологическая чистота этих ресурсов обусловливают необходимость их интенсивного использования.

По оценкам, технический потенциал возобновляемых источников энергии составляет порядка 4,6 млрд. т у. т. в год, то есть в пять раз превышает объем потребления всех топливно-энергетических ресурсов России, а экономический потенциал определен в 270 млн. т у. т. в год, что немногим более 25 процентов от годового внутреннего потребления энергоресурсов в стране. В настоящее время экономический потенциал возобновляемых источников энергии существенно увеличился в связи с подорожанием традиционного топлива.

По всем видам оборудования для возобновляемых источников энергии Россия соответствует мировому уровню, за исключением ветроустановок мощностью 30 и более кВт, которые должны быть доработаны с учетом передового зарубежного опыта.

Доля возобновляемых источников энергии в производстве электроэнергии составила в 2002 году около 0,5 процента от общего производства или 4,2 млрд. кВт ч, а объем замещения органического топлива - около 1 процента от общего потребления энергии или около 10 млн. т у. т. в год.

По оценкам специалистов, к 2010 году может быть осуществлен ввод в действие около 1000 МВт электрических и 1200 МВт тепловых мощностей на базе возобновляемых источников энергии при соответствующей государственной поддержке.

К местным видам топлива относятся в первую очередь торф и дрова.

Общие запасы торфа на территории Российской Федерации оцениваются в размере 162,7 млрд. т (при влажности 40 процентов). Наиболее обеспечены торфяными ресурсами северные районы европейской части страны, Западной Сибири, Урала и Северо-Запада страны.

Торф является природным ресурсом, запасы которого могут при соответствующих условиях возобновляться. Ежегодный прирост торфа на болотах России составляет 250 млн. т (при влажности 40 процентов).

Благодаря низкой трудоемкости и энергоемкости добычи топливного торфа, простоте транспортных схем и коротким расстояниям вывозки торф сохраняет конкурентоспособность (в ряде регионов) с другими видами ввозимого твердого топлива. Кроме того, торф характеризуется низким содержанием серы и золы, что обеспечивает невысокий уровень вредных выбросов при его сжигании. В 2000 году на электростанциях России было использовано 1,7 млн. т торфа.

Прогнозируются следующие показатели производства и использования в энергетике торфа на период до 2020 года:

обеспечение новых тепловых электростанций мощностью по 20-30 МВт и котельных в обеспеченных торфом и энергодефицитных северных регионах - до 4 млн. т;

расширение использования кускового торфа в качестве местного топлива за счет увеличения его добычи - до 3 млн. т;

восстановление и развитие производства торфяных брикетов - до 1 млн. т.

Такой вид топлива, как дрова, в настоящее время используют более 5 млн. семей. На эти цели расходуется свыше 50 млн. куб. м древесины. Централизованно топливоснабжающими предприятиями реализуется около 6 млн. куб. м дров. Для ликвидации дефицита этого топлива необходимо обеспечить поддержание существующих мощностей по заготовке дров и создание новых на базе лесохозяйственных, лесопромышленных и топливных предприятий.

Важным местным видом топлива, особенно в целях теплоснабжения, являются городские бытовые отходы. Необходимо создать условия для включения их в топливно-энергетический баланс и решения одновременно экологических проблем.

Децентрализованные потребители могут использовать также древесные и сельскохозяйственные отходы.

Для преодоления отставания России в использовании возобновляемых источников энергии, сохранения запасов истощаемого органического топлива для будущих поколений, существенного улучшения энергоснабжения удаленных от электросетей населенных пунктов, а также улучшения экологической обстановки в экологически напряженных районах необходимо:

разработать и принять федеральный закон "О возобновляемых источниках энергии" и соответствующий акт Правительства Российской Федерации;

осуществлять государственную поддержку создания межсезонных запасов торфяного и дровяного топлива.