Законодательная база Российской Федерации

РАСПОРЯЖЕНИЕ Правительства РФ от 13.11.2009 N 1715-р

Прогнозный топливно-энергетический баланс России базируется на представленных прогнозных гипотезах социально-экономического развития страны и основных направлениях энергетической политики, предусматривает сбалансированность внутреннего спроса и экспортных поставок топливно-энергетических ресурсов с объемами их добычи, производства и импорта, а также смягчение сложившихся диспропорций, связанных с доминированием природного газа и малым удельным весом угля и нетопливных энергоресурсов (энергия атомных электростанций, возобновляемых источников энергии) в структуре потребления топливно-энергетических ресурсов в стране.

Прогнозный топливно-энергетический баланс России на период до 2030 года предусматривает:

снижение доли газа в потреблении первичных топливно-энергетических ресурсов с 52 процентов в 2005 году до 46-47 процентов к 2030 году;

увеличение доли нетопливных источников энергии в потреблении первичных топливно-энергетических ресурсов с 11 процентов до 13-14 процентов к 2030 году;

масштабное снижение удельной энергоемкости экономики и энергетики (в 2,1 - 2,3 раза) при незначительном росте внутреннего потребления (в 1,4 - 1,6 раза), экспорта (в 1,1 - 1,2 раза) и производства энергоресурсов (в 1,3 - 1,4 раза).

Индикаторы стратегического развития минерально-сырьевой базы топливно-энергетического комплекса на период до 2030 года приведены в приложении N 3.

Прогнозный топливно-энергетический баланс России на период до 2030 года приведен в приложении N 4.

Настоящая Стратегия предусматривает реализацию стратегических инициатив в сфере развития топливно-энергетического комплекса, призванных обеспечить возрастающие потребности экономики страны в энергетических ресурсах, оптимизировать структуру производства и потребления топливно-энергетических ресурсов, повысить энергоэффективность экономики и энергетики, содействовать укреплению международной, национальной и региональной энергетической безопасности. К числу важнейших стратегических инициатив относятся:

формирование нефтегазовых комплексов в восточных регионах страны;

освоение углеводородного потенциала континентального шельфа арктических морей и северных территорий России;

развитие и территориальная диверсификация энергетической инфраструктуры;

развитие нетопливной энергетики;

развитие энергосбережения.

Формирование нефтегазовых комплексов в восточных регионах страны (континентальный шельф острова Сахалин, Республика Саха (Якутия), Магаданская, Иркутская области и Красноярский край) с развитием соответствующей производственной, транспортной и социальной инфраструктуры позволит не только обеспечить собственными энергетическими ресурсами указанные регионы, но и диверсифицировать экспортные поставки российских углеводородов, направив их в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Вовлечение в промышленное освоение сложнокомпонентных углеводородных ресурсов региона даст импульс развитию нефтехимического и газохимического производства, будет способствовать опережающему социально-экономическому развитию районов Восточной Сибири и Дальнего Востока, обеспечит темпы роста регионального валового внутреннего продукта, превышающие средние по стране не менее чем на 0,5 - 1,5 процента в год.

Освоение углеводородного потенциала континентального шельфа арктических морей и северных территорий России призвано сыграть стабилизирующую роль в динамике добычи нефти и газа, компенсируя возможный спад уровня добычи в традиционных нефтегазодобывающих районах Западной Сибири в период 2015-2030 годов.

Создание промышленных центров добычи газа на полуострове Ямал, на морских месторождениях газа континентального шельфа Баренцева, Печорского и Карского морей удовлетворит перспективную потребность экономики в природном газе, обеспечит энергетическую безопасность страны и устойчивое развитие топливно-энергетического комплекса государства в долгосрочной перспективе в условиях возрастающей потребности экономики в энергоресурсах.

Комплексное освоение указанных территорий с созданием соответствующей инфраструктуры морского и трубопроводного транспорта будет способствовать развитию отраслей промышленности, связанных с созданием современных технических средств, технологий поиска, разведки, добычи и транспортировки нефти и газа на континентальном шельфе Российской Федерации, а также развитию Северного морского пути.

Развитие и территориальная диверсификация энергетической инфраструктуры являются необходимыми условиями устойчивого социально-экономического развития страны на долгосрочную перспективу с учетом системообразующей роли в российской экономике ее энергетического сектора.

Важнейшими стратегическими инфраструктурными проектами в сфере энергетики, реализация которых уже началась или предусматривается в ближайшем будущем, являются:

строительство нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан;

строительство нефтепродуктопроводных систем "Север" и "Юг";

строительство газопроводов "Северный поток" и "Южный поток";

строительство многониточной газотранспортной системы с полуострова Ямал;

развитие портовой и транспортной инфраструктуры для перевозки жидких углеводородов (нефти, конденсата, сжиженного природного газа, широкой фракции легких углеводородов).

Развитие нетопливной энергетики обусловлено необходимостью ограничения экологической нагрузки на окружающую среду со стороны предприятий топливно-энергетического комплекса, а также перспективной стабилизацией уровней добычи углеводородов в условиях продолжающегося роста спроса на топливно-энергетические ресурсы. Настоящая Стратегия предусматривает развитие атомной энергетики и гидроэнергетики сообразно с региональными особенностями спроса на электроэнергию, а также особенностями регулирования графика нагрузок и размещения разных видов генерирующих мощностей. В соответствии с этим развитие атомных электростанций предусмотрено преимущественно в европейской части России, а гидрогенерирующих электростанций - в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

Существенная роль в настоящей Стратегии также отводится развитию использования новых возобновляемых источников энергии и энергоносителей. Вовлечение в топливно-энергетический баланс таких новых возобновляемых источников энергии, как геотермальная, солнечная, ветровая энергия, биоэнергия и др., позволит сбалансировать энергетический спрос и снизить экологическую нагрузку со стороны предприятий энергетики на окружающую среду.

Энергосбережение также является одной из важнейших стратегических инициатив настоящей Стратегии, поскольку без его масштабной реализации развитие экономики России будет ограничено энергетическими и экологическими факторами. Реализация имеющегося технологического и структурного потенциала энергосбережения позволит обеспечить сбалансированность производства и спроса на энергоресурсы, а также существенно ограничить выбросы парниковых газов при поддержании высоких темпов экономического роста. Достижение этих целей потребует формирования адекватных механизмов заинтересованности потребителей и производителей топливно-энергетических ресурсов в энергосбережении.

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 и социальное развитие регионов. Основой для определения стратегических ориентиров развития сырьевой базы топливно-энергетического комплекса является Долгосрочная государственная программа изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы России на основе баланса потребления и воспроизводства минерального сырья.

Россия обладает значительными ресурсами нефти. Вместе с тем начальные запасы нефти уже выработаны более чем на 50 процентов, в европейской части - на 65 процентов, в том числе в Урало-Поволжье - более чем на 70 процентов. Степень выработанности запасов крупных активно осваиваемых месторождений приближается к 60 процентам.

Структура остаточных запасов нефти как в целом по стране, так и по основным нефтедобывающим компаниям, характеризуется тем, что текущая добыча нефти на 77 процентов обеспечивается отбором из крупных месторождений, обеспеченность которыми составляет 8-10 лет. Постоянно увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов, составляющая для основных нефтедобывающих компаний от 30 до 65 процентов. При этом вновь подготавливаемые запасы часто сосредоточены в средних и мелких месторождениях и являются в значительной части трудно извлекаемыми.

Прогнозные ресурсы газа оцениваются в 164,2 трлн. куб. м, в том числе на континентальном шельфе Российской Федерации - 63,8 трлн. куб. м. Разведанные балансовые запасы газа промышленных категорий А + В + С1 на 1 января 2008 г. составляют 48 трлн. куб. м, в том числе на континентальном шельфе Российской Федерации - 6,9 трлн. куб. м.

Структура запасов газа в России более благоприятная, чем структура запасов нефти, однако также имеется тенденция к увеличению 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, континентальный шельф арктических морей), необходимостью освоения значительных запасов низконапорного газа, увеличением в составе разведанных запасов доли жирных, конденсатных и гелийсодержащих газов, требующих для эффективной разработки создания соответствующей газоперерабатывающей инфраструктуры.

Запасы газа базовых разрабатываемых месторождений Западной Сибири - основного газодобывающего региона страны (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское) выработаны на 65-75 процентов и перешли в стадию активно падающей добычи.

Таким образом, учитывая текущую ситуацию в сфере запасов нефти и газа, существующие программы на период до 2030 года и условия лицензирования пользования участками недр в Российской Федерации, а также исходя из намечаемых уровней добычи топлива, настоящая Стратегия предусматривает расширенное воспроизводство минерально-сырьевой базы углеводородов за счет проведения геолого-разведочных работ. По оценке, к 2030 году за счет геолого-разведочных работ может быть обеспечен совокупный прирост запасов нефти в объеме около 12 млрд. тонн (при успешной реализации мероприятий по повышению коэффициента извлечения нефти прирост запасов может составить 14 млрд. тонн) и газа в объеме не менее 16 трлн. куб. м.

При этом текущие предварительно оцененные 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 50 процентов, а остальные запасы будут приращены на новых объектах, в том числе на новых территориях и акваториях России. В частности, необходимый прирост запасов нефти для достижения оптимальных уровней добычи в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке оценивается в 1,8 млрд. тонн к 2020 году и свыше 3 млрд. тонн - к 2030 году, что потребует существенного прироста запасов за пределами зоны нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан.

На весь период до 2030 года главными районами прироста запасов нефти и газа будут Западно-Сибирская, Лено-Тунгусская и Тимано-Печорская нефтегазоносные провинции. Перспективными направлениями развития сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности России станут поиск, разведка и освоение нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе арктических, дальневосточных и южных морей.

Начальные суммарные извлекаемые ресурсы углеводородов континентального шельфа России составляют 90,3 млрд. тонн условного топлива (из которых свыше 16,5 млрд. тонн нефти с конденсатом и 73,8 трлн. куб. м газа). Они распределены по 16 крупным морским нефтегазоносным провинциям и бассейнам. Основная часть этих ресурсов (около 70 процентов) приходится на континентальный шельф Баренцева, Печорского и Карского морей.

Разведанность начальных суммарных ресурсов углеводородов континентального шельфа России незначительна и в большинстве районов не превышает 10 процентов. При этом разведанность ресурсов газа континентального шельфа Каспийского моря составляет 15,7 процента, нефти - 15,9 процента, ресурсов газа континентального шельфа Охотского моря - 14,4 процента, нефти - 17,9 процента, ресурсов газа континентального шельфа Баренцева моря - 15,5 процента.

Учитывая географическое распределение прогнозных ресурсов нефти и газа, а также достигнутый уровень геолого-геофизической изученности, предполагается ускоренный рост подготовки запасов углеводородов в российском секторе Каспийского моря, на континентальном шельфе Баренцева, Карского и Охотского морей.

Поиски новых месторождений нефти и газа будут продолжаться и в нефтегазоносных провинциях с падающей добычей нефти - Волго-Уральской и Северо-Кавказской, а также в пределах российской части Прикаспийской нефтегазоносной провинции. При этом объемы глубокого бурения на нефть и газ в период до 2030 года составят более 70 млн. м.

Россия располагает значительными ресурсами угля - более 4000 млрд. тонн, в том числе балансовые запасы по состоянию на 1 января 2008 г. составляют 272,6 млрд. тонн (категории А + В + С1 - 193,3 млрд. тонн и категории С2 - 79,3 млрд. тонн), забалансовые запасы - 50,2 млрд. тонн.

Преобладающую долю ресурсов составляет энергетический уголь - 3641,9 млрд. тонн (89 процентов) и только 445,6 млрд. тонн (11 процентов) - коксующийся уголь.

Основная доля угольных ресурсов сосредоточена в Сибири (64 процента) и на Дальнем Востоке (30 процентов), в европейской части России и на Урале (6 процентов). Количество разведанных запасов угля, пригодного для открытой отработки, по состоянию на 1 января 2008 г. составляет 117,6 млрд. тонн (61 процент), из них преобладает бурый уголь - 93,4 млрд. тонн (79,4 процента). В Сибири и на Дальнем Востоке сконцентрированы 99 процентов этих запасов. Запасы коксующегося угля, пригодного для отработки открытым способом, подсчитаны в количестве 3,2 млрд. тонн, или 2,7 процента (главным образом Кузнецкий и Южно-Якутский бассейны).

Учитывая повышение роли угля в топливно-энергетическом балансе, решение проблемы энергодефицитных районов, а также обеспечение коксохимической промышленности углем ценных марок, потребуется увеличение объемов финансирования по геологическому изучению недр и воспроизводству сырьевой базы твердого топлива.

Прогнозные ресурсы урана наиболее достоверных категорий Р1 и Р2 составляют 830 тыс. тонн, из которых 60 процентов сосредоточены в Сибирском федеральном округе.

Балансовые запасы урана России, пригодные для освоения в условиях текущей экономической обстановки, по состоянию на 1 января 2008 г. составляют 547,8 тыс. тонн, в том числе категории А + В + С1 - 216,2 тыс. тонн, категории С2 - 331,6 тыс. тонн. Основная их часть (95 процентов) сконцентрирована в Сибирском и Дальневосточном федеральных округах. Вместе с тем имеющиеся в России возможности по добыче и производству природного урана не покрывают совокупных потребностей в нем со стороны предприятий атомной энергетики. Планируется, что 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, а также за счет закупок и производства урана в странах Содружества Независимых Государств.

Основными направлениями увеличения производства природного урана на период до 2030 года являются:

развитие действующих и строящихся предприятий - "Приаргунское производственное горно-химическое объединение" (Забайкальский край), "Далур" (Курганская область), "Хиагда" (Республика Бурятия);

строительство новых уранодобывающих предприятий - Эльконского горно-металлургического комбината (Республика Саха (Якутия)), уранодобывающей компании "Горное" и Оловского горно-химического комбината (Забайкальский край);

проведение значительного объема геолого-разведочных работ, оценка резервных и вновь выявляемых урановых месторождений для ввода их в эксплуатацию на втором и третьем этапах реализации настоящей Стратегии.

На первом этапе реализации настоящей Стратегии будут активизированы геолого-разведочные работы в традиционных местах добычи топливно-энергетических ресурсов, а также созданы все необходимые условия (нормативно-правовые, налоговые, институциональные и др.) для освоения сырьевой базы топливно-энергетического комплекса в удаленных и труднодоступных районах страны, в том числе в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, континентальном шельфе арктических морей и полуострове Ямал. Предусматривается создание централизованной вертикально интегрированной системы управления запасами полезных ископаемых с целью достижения максимально эффективного комплексного освоения недр. К окончанию первого этапа соотношение ежегодного прироста запасов топливно-энергетических ресурсов и объема их добычи приблизится к 1.

На втором этапе начнется активное освоение минерально-сырьевой базы нефтегазового комплекса в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, в шельфовых районах, в том числе в российском секторе Арктики, а также на полуострове Ямал, в Обской и Тазовской губах, на европейском севере и в Прикаспийском регионе. При проведении геолого-разведочных работ будут широко использоваться методы трехмерной сейсмики, созданы технологии и аппаратура для радиогеопросвечивания. Значительно возрастут объемы геолого-разведочных работ, повысится их эффективность, что позволит обеспечить устойчивое воспроизводство минерально-сырьевой базы основных отраслей топливно-энергетического комплекса.

На третьем этапе продолжится освоение новых районов на основе современных методов и технологий геолого-разведочных работ, частно-государственного партнерства и привлечения инвестиций, в том числе иностранных. Поддержание объемов добычи топливно-энергетических ресурсов потребует значительных капиталовложений в новейшие технологии в сфере геолого-разведочных работ и добычи топливно-энергетических ресурсов. Произойдет снижение запасов топливно-энергетических ресурсов в основных районах их текущей добычи.

Стратегическими целями развития нефтяного комплекса являются:

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

активное, без ущерба для внутренних потребностей и будущих поколений граждан, участие в обеспечении мирового спроса на нефть и нефтепродукты;

обеспечение стабильных поступлений в доходную часть консолидированного бюджета страны в соответствии со значением энергетического сектора в формировании валового внутреннего продукта и экспорта на заданном временном этапе государственной энергетической политики;

инвестиционно-инновационное обновление комплекса, направленное на повышение энергетической, экономической и экологической эффективности его функционирования.

Ход реализации Энергетической стратегии России на период до 2020 года в указанной сфере характеризуется следующим.

Начата добыча нефти на ряде новых крупных месторождений, в том числе на Верхнечонском и Талаканском. Началось активное освоение Тимано-Печорской нефтегазовой провинции, где годовая добыча нефти превысила 25 млн. тонн. Развернута добыча нефти на шельфовых месторождениях (проекты "Сахалин-1" и "Сахалин-2").

Построены новые магистральные нефтепроводные системы, в том числе Балтийская трубопроводная система мощностью 65 млн. тонн в год, созданы портовые мощности по перевалке и морскому транспорту жидких углеводородов в г. Приморске и пос. Варандей. Развернуто строительство нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан мощностью 80 млн. тонн в год, который призван обеспечить развитие нефтяного комплекса на востоке страны и диверсификацию направлений экспорта нефти.

Объем переработки нефти увеличился с 173 млн. тонн в 2000 году до 237 млн. тонн в 2008 году, а глубина переработки нефти возросла с 70,8 до 72,6 процента.

В сфере государственного регулирования нефтяного комплекса усовершенствована система расчета таможенных пошлин на нефть и нефтепродукты, стимулирующая экспорт нефтепродуктов, а также оперативно реагирующая на изменения конъюнктуры мировых цен.

В результате экспорт нефтепродуктов возрос с 57 млн. тонн в 2000 году до 112 млн. тонн в 2008 году.

Активно применяются меры антимонопольного регулирования, направленные на пресечение и предупреждение злоупотреблений доминирующим положением со стороны вертикально интегрированных компаний и антиконкурентных сговоров на внутрироссийских рынках нефтепродуктов.

Снижена налоговая нагрузка на предприятия нефтяного комплекса, дифференцирована ставка налога на добычу полезных ископаемых на разработку месторождений в зависимости от природно-климатических условий и стадии освоения, усовершенствована система взимания акцизов.

При рассмотрении перспектив развития нефтяного комплекса необходимо учитывать следующие тенденции:

истощение основных нефтяных месторождений Западной Сибири и, следовательно, необходимость освоения нефтяных ресурсов континентального шельфа арктических и дальневосточных морей, Восточной Сибири и Дальнего Востока;

увеличение доли трудноизвлекаемых запасов (сверхвязкая нефть, природный битум и другие) в структуре минерально-сырьевой базы нефтяного комплекса;

расширенное вовлечение в эксплуатацию комплексных нефтегазовых месторождений сложнокомпонентного состава и связанная с этим необходимость утилизации попутного нефтяного газа, метана, гелия и газового конденсата;

удорожание добычи и транспортировки углеводородов.

К числу основных проблем развития нефтяного комплекса относятся:

нерациональное недропользование (низкий коэффициент извлечения нефти) и отсутствие комплексных технологий добычи и экономически эффективной утилизации углеводородов (сжигание попутного нефтяного газа);

низкие инвестиционные возможности нефтяных компаний, обусловленные высокой налоговой нагрузкой на отрасль;

наличие инфраструктурных ограничений для диверсификации экспортных поставок нефти;

высокая степень монополизации рынков нефтепродуктов всероссийского, регионального и местного масштаба;

высокий износ основных фондов нефтеперерабатывающей промышленности;

низкое качество нефтепродуктов.

Для достижения стратегических целей развития нефтяного комплекса необходимо решить следующие основные задачи:

обеспечение расширенного воспроизводства запасов нефти за счет геолого-разведочных работ и своевременной подготовки месторождений к эксплуатации как в традиционных, так и в новых районах нефтедобычи;

формирование новых крупных нефтяных комплексов, предусматривающих добычу нефти, утилизацию попутного нефтяного газа и развитие нефте- и газохимии на базе комплексных нефтегазовых месторождений сложнокомпонентного состава главным образом в восточных районах России и на континентальном шельфе арктических и дальневосточных морей;

совершенствование технологий добычи нефти, включая внедрение современных методов увеличения нефтеотдачи, для увеличения коэффициента извлечения нефти;

развитие транспортной инфраструктуры, в том числе трубопроводной, для повышения эффективности, диверсификации структуры и направлений транспортировки нефти и нефтепродуктов;

развитие нефтепереработки, направленное на увеличение глубины переработки нефти и повышение качества выпускаемых нефтепродуктов;

стимулирование развития независимых структур в сфере производства, хранения, оптовой и розничной реализации нефтепродуктов;

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

При условии реализации указанных задач нефтяной комплекс сможет полностью удовлетворить внешние и внутренние потребности России в нефти и нефтепродуктах высокого качества на протяжении всего периода действия настоящей Стратегии.

Добыча нефти в европейской части страны будет увеличиваться главным образом за счет освоения ее запасов в Тимано-Печорской провинции, на континентальном шельфе арктических морей и в российском секторе Каспийского моря при снижении добычи в Поволжье и на Урале.

В Западной Сибири при стабилизации и постепенном снижении добычи нефти в Ханты-Мансийском автономном округе - Югре будет происходить ее рост в Ямало-Ненецком автономном округе.

В Восточной Сибири предусматривается освоение и промышленная разработка месторождений нефти в Ванкорско-Сузунском районе на северо-западе Красноярского края, вдоль трассы нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан в Красноярском крае, Иркутской области и Республике Саха (Якутия) (Верхнечонское, Талаканское, Среднеботуобинское, Юрубчено-Тохомское и другие месторождения).

На Дальнем Востоке будет осуществляться эксплуатация производственных объектов проектов "Сахалин-1", "Сахалин-2" и других (континентальный шельф острова Сахалин).

Одной из стратегических задач нефтяного комплекса является максимально полная утилизация и сбережение ресурсов попутного нефтяного газа. Настоящая Стратегия предусматривает, что уже к окончанию первого этапа ее реализации будет эффективно использоваться 95 процентов извлекаемого попутного нефтяного газа, в том числе путем переработки на газоперерабатывающих заводах с разделением газа на этан, пропан и бутан, а при технологической необходимости - и на изомеры бутана. Особенно актуальным этот вопрос является для районов нового освоения Восточной Сибири, где сырьевая база углеводородов носит комплексный характер - большинство месторождений содержат нефть и газ, а также имеют сложный компонентный состав.

С учетом стратегической значимости и комплексного характера указанной задачи ее решение потребует согласованной системы мер, использующей следующие основные механизмы государственной энергетической политики.

Создание благоприятной экономической среды:

формирование необходимого законодательного обеспечения, регламентирующего в том числе вопросы приоритетного доступа на оптовый рынок электрический энергии (мощности), произведенной за счет попутного нефтяного газа, а также приоритетного права доступа к свободным мощностям газотранспортных сетей поставщиков продукта его переработки - сухого (отбензиненного) газа;

содействие использованию при осуществлении проектов утилизации попутного нефтяного газа финансовых механизмов гибкости Киотского протокола;

освобождение от обложения таможенными пошлинами машин и оборудования, не имеющих российских аналогов, для утилизации попутного нефтяного газа;

обеспечение возможности ускоренной амортизации оборудования для утилизации попутного нефтяного газа.

Система перспективных регламентов, стандартов и норм:

введение дополнительных коэффициентов при расчете платы за выбросы вредных (загрязняющих) веществ, образующихся при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках;

организация контроля за рациональным использованием и учетом объемов сжигаемого и рассеиваемого попутного нефтяного газа;

определение требований к уровню эффективного использования попутного нефтяного газа при предоставлении в пользование участков недр, содержащих нефтяные и нефтеконденсатные месторождения.

Поддержка стратегических инициатив:

мониторинг фактических и ожидаемых результатов реализации программ нефтяных компаний по повышению степени утилизации попутного нефтяного газа и своевременное принятие необходимых синхронизирующих мер, в том числе с использованием принципов частно-государственного партнерства;

отражение вопросов повышения степени утилизации попутного нефтяного газа в программных документах федерального и регионального уровня, в частности в разрабатываемой государственной программе энергосбережения и повышения энергетической эффективности;

государственная поддержка создания технологий нового поколения для утилизации попутного нефтяного газа и реализации соответствующих пилотных проектов;

содействие развитию малого и среднего предпринимательства в сфере утилизации попутного нефтяного газа;

развитие и поддержка международного сотрудничества в сфере применения и совершенствования лучших практик утилизации попутного нефтяного газа.

Широкое развитие получит нефтехимическая и газохимическая промышленность. В новых регионах добычи будут созданы крупные нефтяные комплексы, сочетающие предприятия по добыче и переработке нефти и попутного нефтяного газа, а также нефте- и газохимические производства.

Опережающими темпами будет развиваться нефтеперерабатывающая промышленность. Глубина переработки нефти увеличится с 72 до 83 процентов к концу второго этапа и до 89-90 процентов - к концу третьего этапа реализации настоящей Стратегии.

Нефтеперерабатывающие заводы России имеют в своем составе практически все освоенные мировой промышленностью процессы. Однако соотношение процессов, углубляющих переработку нефти и повышающих качество топлива, и процессов первичной перегонки нефти значительно отстает от мировых показателей.

Таким образом, реконструкция и модернизация нефтеперерабатывающих заводов будет ориентирована на опережающее развитие технологических комплексов по углублению переработки нефти и снижение удельного потребления нефти на единицу целевых продуктов (каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование остатков, висбкрекинг, производство битумов и другие), а также на внедрение современных технологий по каталитическому риформингу бензинов, гидроочистке дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей, изомеризации и алкилированию.

Намечается увеличение мощностей по первичной переработке нефти (Туапсинский нефтеперерабатывающий завод - до 12 млн. тонн, Киришинефтеоргсинтез - на 12 млн. тонн), а также строительство новых нефтехимических комплексов (Республика Татарстан - не менее 7 млн. тонн в год, Дальний Восток - Приморский нефтеперерабатывающий завод - 20 млн. тонн в год). Предусматривается поддержка модернизации, увеличения мощностей и строительства нефтеперерабатывающих заводов и нефтехимических комплексов, независимых от вертикально интегрированных нефтяных компаний.

Бесспорным приоритетом при развитии глубокой переработки нефти является удовлетворение потребностей внутреннего рынка. Однако настоящая Стратегия также предусматривает оптимизацию объемов переработки нефти внутри страны (с поставкой части нефтепродуктов на экспорт) и объемов экспорта сырой нефти (с поставкой ее части в приоритетном порядке на принадлежащие российским компаниям нефтеперерабатывающие заводы за рубежом).

Развитие трубопроводной транспортировки нефти и нефтепродуктов будет осуществляться адекватно росту объемов и диверсификации внешних и внутренних поставок жидких углеводородов. При этом планируется решать задачи дальнейшего увеличения доли трубопроводной транспортировки жидких углеводородов в общем объеме транспортировки нефти и особенно нефтепродуктов, обеспечения условий для формирования новых нефтедобывающих регионов страны, обеспечения баланса между необходимыми объемами транспортировки нефти и пропускной способностью транспортной системы, а также уменьшения зависимости России от транзита нефти и нефтепродуктов по территориям сопредельных государств.

Основными в сфере развития трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов являются следующие проекты:

завершение строительства нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан пропускной способностью 80 млн. тонн нефти в год;

строительство нефтепровода Унеча - Усть-Луга (вторая нитка Балтийской трубопроводной системы);

развитие экспортных нефтяных и нефтепродуктовых терминалов в портах Приморск, Усть-Луга, Находка;

развитие системы нефтепродуктопроводов страны (вывод на проектную мощность нефтепродуктопровода "Север", строительство нефтепродуктопровода Андреевка - Уфа - Субханкулово - Альметьевск - Кстово, строительство нефтепродуктопровода "Юг").

Помимо трубопроводной транспортировки нефти и нефтепродуктов будет развиваться и морская транспортировка жидких углеводородов, в том числе из прибрежных районов российской части Арктики.

В сфере экспорта нефти и нефтепродуктов государство будет стремиться к диверсификации товарной структуры и направлений экспортных поставок главным образом за счет развития восточного вектора поставок. Настоящая Стратегия предусматривает увеличение доли восточного направления в структуре экспорта жидких углеводородов с 8 процентов до 22-25 процентов к концу третьего этапа реализации настоящей Стратегии.

Вместе с тем объемы экспорта нефти и нефтепродуктов в абсолютном исчислении будут оставаться стабильными на всем протяжении действия настоящей Стратегии, испытывая незначительные колебания. Ежегодные уровни экспорта жидких углеводородов будут колебаться в диапазоне 315-330 млн. тонн.

Стратегическими направлениями внешнеэкономической активности нефтяного комплекса станут расширение присутствия российских компаний в зарубежных технологических цепочках от добычи до переработки и реализации жидких углеводородов, увеличение транзита нефти сопредельных стран через российскую территорию, формирование нового маркерного сорта российской нефти REBCO и содействие организации международной торговли этим сортом.

На внутреннем рынке нефти и нефтепродуктов будут созданы условия для поддержания эффективности нефтяной отрасли за счет обеспечения равных и прозрачных условий хозяйствования для всех участников нефтяного рынка. Будет обеспечена высокая степень конкуренции за счет:

стимулирования открытой торговли и развития биржевой торговли нефтью и нефтепродуктами, в том числе на региональном уровне;

определения порядка недискриминационного доступа к транспортной инфраструктуре;

исключения избыточных административных барьеров при выполнении работ по разведке, добыче, хранению и транспортировке нефти, а также при получении разрешений на строительство автозаправочных станций и выделении участков под такое строительство.

Государство будет предусматривать необходимую поддержку нефтяного бизнеса в условиях резкого падения цен на нефть на мировом рынке и (или) кризисных ситуаций на финансовом рынке путем предоставления государственных гарантий под инвестиции в развитие комплекса, рефинансирования заимствований нефтяных компаний, а также путем оптимизации налогообложения нефтяного комплекса для поддержания финансово-экономической устойчивости российских нефтяных компаний, уделяя особое внимание содействию развития малого и среднего бизнеса в нефтяной отрасли.

Энергосбережение в нефтяном комплексе будет осуществляться по следующим основным направлениям:

в добыче нефти - снижение расхода нефти на технологические нужды и потери, повышение нефтеотдачи, оптимизация режима работы скважин, а также совершенствование контроля и учета нефти;

в транспортировке нефти - реконструкция объектов нефтепроводов и системная организация технологических режимов их работы, сокращение потерь нефти, внедрение автоматизированных систем управления и телемеханики, улучшение технического состояния нефтеперекачивающих агрегатов, а также широкое внедрение резервуаров с плавающей крышей;

в переработке нефти - повышение глубины переработки, более полное использование газов нефтепереработки, а также автоматизация оптимального ведения режимов технологических цепочек.

На первом этапе реализации настоящей Стратегии российский нефтяной комплекс обеспечит необходимые объемы добычи и экспорта нефти в соответствии с динамикой внутреннего и внешнего спроса в условиях выхода страны из экономического кризиса, а также необходимый прирост пропускной способности магистральных трубопроводов и экспортных терминалов. Будет завершен ряд ключевых неотложных инфраструктурных проектов внутрироссийского и экспортного значения, включая:

нефтепровод Бургас - Александруполис;

вторую нитку Балтийской трубопроводной системы;

нефтепродуктопроводы "Север" и "Юг";

морские нефтяные терминалы в гг. Приморске, Усть-Луге и Находке.

Развитие экспортной инфраструктуры транспорта нефти позволит России диверсифицировать направления экспортных поставок и снизить транзитные риски на западном направлении. Строительство российских морских нефтяных терминалов и портовой инфраструктуры для экспорта нефти обеспечит Россию собственной полноценной экспортной инфраструктурой (от скважины до порта) и снизит зависимость России от других стран в этом вопросе.

На втором этапе реализации настоящей Стратегии российский нефтяной комплекс обеспечит потребности развития российской экономики в условиях качественной перестройки ее структуры в пользу менее энергоемких и инновационных отраслей. Годовая добыча сырой нефти приблизится к технологическому и экономическому максимуму. При этом падение добычи нефти в Тюменской области, основном нефтедобывающем регионе страны, будет компенсироваться ростом добычи нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, что, учитывая компонентный состав нефтегазовых месторождений региона, будет способствовать масштабному развитию комплекса нефтехимических производств государственного значения.

Основное развитие комплекса в целом будет сфокусировано на развитии нефтепереработки и нефтехимии в целях повышения производства и реализации нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью.

Будет наблюдаться тенденция к стабилизации объемов экспорта нефти, что будет стимулировать расширение использования российской инфраструктуры транспорта нефти (трубопроводы, морские терминалы) для обеспечения транзитных поставок.

На третьем этапе реализации настоящей Стратегии добыча нефти достигнет технологического и экономического максимума. При этом:

экспорт нефти и нефтепродуктов будет демонстрировать тенденцию к снижению;

значительно интенсифицируется развитие высокотехнологичных нефтехимических производств и энергетического сервиса;

российский нефтяной комплекс будет активно использовать свои мощности для обеспечения транзита нефти, производства и экспорта продукции с высокой долей добавленной стоимости.

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 в целях повышения экономических результатов ее деятельности и формирование либерализованного рынка газа;

обеспечение стабильных поступлений в доходную часть консолидированного бюджета России в соответствии со значением энергетического сектора в формировании валового внутреннего продукта и экспорта на заданном временном этапе государственной энергетической политики.

Ход реализации Энергетической стратегии России на период до 2020 года в указанной сфере характеризуется следующим.

Введено в эксплуатацию крупнейшее Заполярное месторождение в Надым-Пур-Тазовском районе Тюменской области, начата добыча газа на шельфовых месторождениях проектов "Сахалин-1" и "Сахалин-2".

Осуществляется строительство новых газопроводных систем. Достроен газопровод Ямал - Европа, построен газопровод "Голубой поток", введен в эксплуатацию завод по производству сжиженного природного газа на острове Сахалин, начато строительство газопроводов "Северный поток" и "Северные районы Тюменской области - Торжок", приняты решения о начале строительства Прикаспийского газопровода и газопровода "Южный поток".

Проводятся активные работы по газификации регионов России и строительству региональной газотранспортной и газораспределительной инфраструктуры.

Запущен процесс постепенной управляемой либерализации внутреннего рынка газа через создание электронной торговой площадки, работающей по биржевым технологиям, на которой уже было реализовано около 10 млрд. куб. м газа.

При рассмотрении перспектив развития газовой промышленности необходимо учитывать следующие тенденции:

истощение основных газовых месторождений Надым-Пур-Тазовского района Тюменской области и, следовательно, необходимость освоения новых центров газодобычи на полуострове Ямал, континентальном шельфе арктических морей, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке;

увеличение доли трудноизвлекаемых запасов (низконапорный газ) в структуре минерально-сырьевой базы газовой промышленности;

удорожание добычи и транспортировки природного газа;

развитие технологии производства и транспортировки сжиженного природного газа.

К числу основных проблем в указанной сфере относятся:

наличие инфраструктурных ограничений в сфере трубопроводной транспортировки газа;

высокие транзитные риски экспорта газа в Европу;

недостаточный уровень развития газоперерабатывающей и газохимической промышленности;

заниженные регулируемые цены на газ на внутреннем рынке и недостаточная либерализация рынка газа в стране.

Для достижения стратегических целей развития газовой промышленности необходимо решить следующие основные задачи:

компенсация падения объемов добычи газа на старых месторождениях в Надым-Пур-Тазовском районе Тюменской области (Ямбургское, Уренгойское, Медвежье) за счет ввода новых месторождений в отдаленных районах с более сложными природно-климатическими и горно-геологическими условиями, а также создание соответствующей газотранспортной инфраструктуры для обеспечения поставок газа на внутренний рынок и диверсификации его экспортных поставок;

активизация геолого-разведочных работ для обеспечения расширенного воспроизводства минерально-сырьевой базы отрасли в основных газодобывающих районах и на континентальном шельфе Российской Федерации, а также для освоения газовых месторождений регионального и локального значения;

своевременное обновление оборудования и труб газотранспортной системы, исключающее снижение ее пропускной способности, а также дальнейшее строительство региональной магистральной и газораспределительной инфраструктуры;

развитие производства и экспорта сжиженного природного газа;

развитие газоперерабатывающей и газохимической промышленности с целью рационального использования ценных фракций углеводородного сырья и попутного нефтяного газа;

демонополизация газового рынка, создание конкурентной среды и установление недискриминационных для всех участников правил доступа к его инфраструктуре.

Вместе с тем дальнейшее наращивание добычи газа, требующее значительных инвестиций в создание производственных мощностей и развитие инфраструктуры для транспортировки газа, влечет за собой необходимость повышения внутренних цен на газ. Внедрение рыночных принципов ценообразования на газ, поставляемый на внутренний рынок, будет способствовать устранению сложившейся деформации соотношения цен на взаимозаменяемые виды топлива (газ, уголь, мазут), снижению доли газа в потреблении топливно-энергетических ресурсов и диверсификации топливно-энергетического баланса в направлении увеличения доли угля и нетопливных ресурсов, а также приближению структуры топливно-энергетического баланса к структуре геологических запасов сырья в Российской Федерации и, в конечном итоге, повышению уровня энергетической безопасности страны.

Добыча газа будет развиваться как в традиционных газодобывающих районах, основным из которых является Западная Сибирь, так и на европейском севере России, полуострове Ямал, в новых нефтегазовых провинциях Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также в Прикаспийском регионе.

Основным газодобывающим районом страны на рассматриваемую перспективу остается Ямало-Ненецкий автономный округ. В период до 2010 года компенсация падения добычи газа будет обеспечиваться в основном за счет освоения в Надым-Пур-Тазовском районе Тюменской области новых месторождений и подготовленных к освоению горизонтов и площадей уже разрабатываемых месторождений.

При этом для поддержания добычи на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, потребуются новые технологические решения и значительные дополнительные средства для достижения высоких коэффициентов газоотдачи.

В период после 2010 года прогнозируемые объемы добычи газа планируется обеспечить за счет освоения месторождений на полуострове Ямал, континентальном шельфе арктических морей, в том числе Штокмановского месторождения, в акваториях Обской и Тазовской губ, а также в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

В пределах полуострова Ямал открыто 26 месторождений, разведанные запасы газа которых составляют 10,4 трлн. куб. м. В ближайшие 25 лет потребуются суммарные капитальные вложения в освоение месторождений полуострова Ямал (Бованенковское, Харасавейское и другие) в размере от 166 до 198 млрд. долларов США. Начало добычи газа намечается на конец первого этапа реализации настоящей Стратегии с доведением ее до 185-220 млрд. куб. м к 2030 году.

Вводимые в разработку залежи газа в Западной Сибири будут содержать жирный газ и конденсат. Для утилизации и транспортировки такого газа широкое развитие получит газоперерабатывающая промышленность.

Добыча газа в районах Восточной Сибири и Дальнего Востока будет развиваться на базе Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области, Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения в Республике Саха (Якутия), месторождений углеводородов в Красноярском крае, а также шельфовых месторождений на острове Сахалин и в Западно-Камчатском секторе Тихого океана. При освоении газовых месторождений Восточной Сибири, характеризующихся высоким содержанием гелия (от 0,15 до 1 процента), потребуется развитие гелиевой промышленности, в том числе строительство ряда крупных газоперерабатывающих заводов и подземных хранилищ гелиевого концентрата.

Здесь планируется формирование следующих крупных центров газодобычи:

Сахалинский центр газодобычи на базе месторождений шельфовой зоны острова Сахалин (проекты "Сахалин-1" и "Сахалин-2") с дальнейшим развитием центра за счет реализации проектов "Сахалин-3", "Сахалин-4", "Сахалин-5" и "Сахалин-6".

Якутский центр газодобычи на базе Чаяндинского месторождения, с перспективой освоения соседних месторождений - Среднеботуобинского, Таас-Юряхского, Верхневилючанского и других;

Иркутский центр газодобычи на базе Ковыктинского месторождения с перспективой освоения Южно-Ковыктинской лицензионной площади и месторождений севера Иркутской области;

Красноярский центр газодобычи на базе Собинско-Пайгинского и Юрубчено-Тохомского месторождений с перспективой освоения Оморинского, Куюмбинского, Агалеевского и других месторождений.

Перспективная региональная структура добычи газа к 2030 году будет выглядеть следующим образом:

в европейской части России за счет освоения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и шельфовых месторождений (прежде всего Штокмановского) планируется довести добычу газа до 131-137 млрд. куб. м (против 46 млрд. куб. м в 2005 году);

в Западной Сибири добыча газа ожидается на уровне 608-637 млрд. куб. м за счет освоения месторождений полуострова Ямал и акваторий Обской и Тазовской губ, призванных компенсировать выпадающие объемы добычи "старых" месторождений (Уренгойского, Медвежьего, Вынгапуровского и Ямбургского);

в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке добыча газа вырастет до 132-152 млрд. куб. м.

В сфере транспортировки газа дальнейшее развитие получит единая система газоснабжения путем подключения к ней новых объектов любых форм собственности (в том числе на основе долевого участия). Будет происходить ее экономически целесообразное постепенное расширение на восток страны.

Протяженность магистральных газопроводов возрастет на 20-22 тыс. км к концу второго этапа и на 30-35 тыс. км к концу третьего этапа реализации настоящей Стратегии, в том числе за счет новых экспортных направлений. Будут реконструированы и модернизированы действующие магистральные газопроводы общей протяженностью 20 тыс. км к концу второго этапа и 40 тыс. км - к концу третьего этапа реализации настоящей Стратегии.

В области развития новых экспортных маршрутов приоритетная роль отводится реализации проекта "Северный поток". Российский газ по этому газопроводу будет поступать на европейский рынок, минуя территории третьих стран.

Большое значение будет также иметь создание газопровода "Южный поток", замыкающего Южно-Европейское газотранспортное кольцо.

Для подачи газа Штокмановского месторождения в северо-западную часть России планируется строительство газопровода из северных районов Мурманской области с подключением к единой системе газоснабжения в районе г. Волхова.

Важнейшим проектом после 2010 года станет строительство многониточной газотранспортной системы протяженностью 2400 км для транспортировки газа с месторождений полуострова Ямал в район компрессорной станции Ухта и далее до г. Торжка.

В рамках реализации программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы газоснабжения будет проводиться поэтапное формирование системы газопроводов в этих регионах России для поставок газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона, в первую очередь в Республику Корея и Китай, с возможным в случае экономической эффективности подключением к единой системе газоснабжения.

Наряду с трубопроводной транспортировкой газа в России будут активно развиваться проекты в сфере производства и транспортировки сжиженного природного газа в первую очередь для усиления экспортных позиций Российской Федерации на внешнем рынке. Сочетание поставок сжиженного природного газа с хорошо развитой газотранспортной инфраструктурой даст мощный импульс для повышения эффективности экспорта газа с одновременной диверсификацией рынков сбыта. Это позволит выйти на совершенно новые для России рынки, в частности США и стран Азиатско-Тихоокеанского региона.

Получит стабильное развитие импорт газа из государств Центральной Азии в основном в страны ближнего зарубежья. Объемы импорта будут формироваться в зависимости от экономической конъюнктуры внешних рынков газа и состояния топливно-энергетического баланса России.

Экспорт газа, осуществляемый преимущественно на основе долгосрочных контрактов, позволит сохранить необходимый объем поставок из России на европейский рынок при кратном увеличении поставок в восточном направлении (Китай, Япония, Республика Корея). При этом российские газодобывающие компании будут активно участвовать в освоении газовых месторождений других стран (Алжир, Иран, страны Центральной Азии и другие) и строительстве новых межрегиональных газопроводов, в частности, в Южной Азии, а также координировать с этими странами свою экспортную политику.

Развитие рынка газа в Российской Федерации будет строиться на базе предоставления всем газодобывающим компаниям равных условий хозяйствования. Предусматривается функционирование секторов добычи и реализации газа на основе рыночных отношений при сохранении государственного регулирования в сфере транспортировки газа. При этом будет обеспечен порядок недискриминационного доступа субъектов рынка к газотранспортным системам разного уровня и одинаковые удельные тарифы на транспортировку газа.

После 2011 года будет осуществляться поэтапный переход к применению рыночных принципов ценообразования на газ за счет расширения нерегулируемого сегмента рынка и формирования рыночных цен на газ, учитывающих окупаемость его добычи и транспортировку, потребительские свойства, спрос и предложение, а также необходимые инвестиции для развития газовой промышленности.

Продолжится газификация городских и сельских населенных пунктов.

Будет создана широкая сеть максимально приближенных к потребителям подземных хранилищ газа, объемы которых будут соответствовать сезонной и суточной неравномерности потребления газа, в том числе обеспечивать электростанции в режиме реального спроса на электроэнергию.

Будет увеличено использование газа как моторного топлива с соответствующим развитием его рынка.

При этом в целях снижения давления на экономику страны в условиях неизбежного роста внутренних цен на газ государство будет использовать внеценовые инструменты поддержки инвестиционной деятельности в газовом секторе (налоговые, кредитные, бюджетные и другие), а также будет регулировать верхний предел цен на газ для населения.

В условиях резкого падения мировых цен на углеводороды и (или) кризисных ситуаций на мировом финансовом рынке государство обеспечит поддержку газовых компаний путем предоставления государственных гарантий под инвестиции в развитие комплекса, рефинансирования заимствований и оптимизации налогообложения.

Энергосбережение в газовой промышленности будет осуществляться по следующим основным направлениям:

в добыче газа - снижение расхода газа на технологические нужды, оптимизация режима работы технологических объектов, совершенствование контроля и учета газа, а также повышение газоотдачи пластов;

в транспортировке газа - реконструкция газотранспортных объектов и системная организация технологических режимов работы магистральных газопроводов, сокращение потерь газа, внедрение автоматизированных систем управления и телемеханики, улучшение технического состояния газоперекачивающих агрегатов, внедрение высокоэффективных газотурбинных приводов для газоперекачивающих агрегатов с высоким коэффициентом полезного действия, а также расширение использования газоперекачивающих агрегатов с регулируемым электроприводом;

в переработке газа - повышение степени утилизации тепла технологических потоков, повышение коэффициента полезного действия тепловых агрегатов на газовом топливе, а также оптимизация и автоматизация технологических процессов;

в подземном хранении газа - оптимизация буферного объема газа, снижение пластовых потерь газа и использование в качестве буферного объема непромышленных газов (азота, дымовых газов и других).

На первом этапе реализации настоящей Стратегии российская газовая промышленность обеспечит внутренние и экспортные потребности российской экономики в природном газе главным образом за счет эксплуатации действующих и ввода новых месторождений Надым-Пур-Тазовского района Тюменской области. Вместе с тем будут проводиться активные работы по подготовке и вовлечению в эксплуатацию новых газовых месторождений полуострова Ямал, Восточной Сибири, Дальнего Востока и континентального шельфа арктических морей.

Будет завершен ряд важнейших неотложных инфраструктурных проектов международного и национального значения, в том числе:

газопровод "Северный поток";

газопровод "Северные районы Тюменской области - Торжок".

Реализация указанных инфраструктурных проектов позволит подготовить транспортную инфраструктуру для начала масштабного освоения полуострова Ямал, снизить транзитные риски в отношении экспорта газа на европейском направлении и обеспечить возможность расширения транзита центральноазиатского газа в Европу с использованием российской газотранспортной системы.

Наряду с развитием трубопроводной инфраструктуры будет развиваться система подземного хранения газа, которая позволит создать оперативные резервы газа в главных регионах его потребления с целью минимизации рисков топливоснабжения в пиковые периоды спроса.

На базе завода по производству сжиженного природного газа на острове Сахалин начнется экспорт российского сжиженного природного газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

Планируется строительство новых газоперерабатывающих и газохимических комплексов в Западной и Восточной Сибири для обеспечения комплексной переработки углеводородного сырья и производства продукции с высокой добавленной стоимостью.

На внутреннем рынке будет активно проводиться управляемая либерализация, основанная на принципе обеспечения равной доходности поставок газа на внутренний рынок и на экспорт. Будет развиваться биржевая торговля природным газом, основанная на прозрачных и недискриминационных условиях доступа всех участников рынка к газотранспортной инфраструктуре.

На втором этапе реализации настоящей Стратегии российская газовая промышленность полностью обеспечит потребности экономики России в условиях посткризисного развития, однако существенно изменится география как добычи, так и экспорта газа. Новые районы добычи газа (полуостров Ямал, континентальный шельф арктических морей, Восточная Сибирь и Дальний Восток) будут обеспечивать более одной третьей объема добычи газа в стране. Также будет решена стратегическая задача диверсификации направлений и товарной номенклатуры экспорта российского газа за счет развития восточного экспортного направления и строительства новых терминалов по производству сжиженного природного газа.

На втором этапе планируются ввод в эксплуатацию Штокмановского месторождения, месторождений акваторий Обской и Тазовской губ, начало освоения Восточно-Сибирских и Якутского газовых центров, а также активная фаза строительства газотранспортной системы на востоке страны.

Россия будет наращивать усилия по консолидации вокруг своей газотранспортной инфраструктуры основных региональных газодобывающих центров (страны Центральной Азии, Иран) и формировать евразийскую интегрированную газотранспортную систему для обеспечения экспортных и транзитных перетоков между Европой и Азией (в частности, будет завершено строительство газопровода "Южный поток").

На третьем этапе реализации настоящей Стратегии российская газовая промышленность будет развиваться в изменившихся условиях внутреннего и внешнего спроса на газ, обусловленных переходом мировой экономики и энергетики на новый технологический уровень, характеризующийся высокой энергоэффективностью бизнеса и расширенным использованием неуглеводородных источников энергии.

В этих условиях развитие российской газовой промышленности будет направлено на расширение сферы использования газа в экономике не только как энергоносителя, но и как ценного химического продукта. Широкое развитие получат высокотехнологичная газохимия и производство синтетического жидкого топлива на основе газа.

Внутри страны завершится газификация регионов, продолжатся работы по расширению восточной газотранспортной системы с возможным в случае экономической эффективности подключением к единой системе газоснабжения. Более одной четвертой объема добычи газа в стране будут давать независимые производители газа, тогда как доля открытого акционерного общества "Газпром" снизится адекватно состоянию ресурсной базы компании на указанный период. Начнется освоение месторождений арктических морей на востоке страны. Будут созданы технологические предпосылки для добычи и промышленного использования газогидратов. Российская трубопроводная инфраструктура станет составной частью энергомоста между Европой и Азией, а Россия - ключевым центром по ее управлению.

Стратегическими целями развития угольной промышленности являются:

надежное и эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на высококачественное твердое топливо и продукты его переработки;

обеспечение конкурентоспособности угольной продукции в условиях насыщенности внутреннего и внешнего рынков альтернативными энергоресурсами;

повышение уровня безопасности функционирования угледобывающих предприятий и снижение их вредного воздействия на окружающую среду.

Ход реализации Энергетической стратегии России на период до 2020 года в указанной сфере характеризуется следующим.

В целом завершена реструктуризация угольной промышленности, обеспечившая ее трансформацию из планово-убыточной в эффективно функционирующую отрасль.

Завершается программа закрытия убыточных и неперспективных угольных предприятий, осуществляется строительство новых высокоэффективных угольных производств, что приводит к снижению издержек угольного производства, росту производительности труда и уменьшению производственного травматизма.

Прекращено дотирование угольной промышленности государством, а развитие предприятий отрасли осуществляется в основном за счет собственных средств и заемных финансовых ресурсов (около одной третьей общего объема инвестиций).

Возобновился после длительного перерыва ввод новых мощностей по добыче угля главным образом в Кузнецком бассейне.

Балансовый прирост мощностей по добыче угля в отрасли за последнее 5-летие превысил 80 млн. тонн, а мощностей по обогащению угля - 40 млн. тонн.

Возрос объем переработки угля на обогатительных фабриках с 85 млн. тонн (30 процентов) до 127 млн. тонн (40 процентов). При этом объем обогащения каменного энергетического угля увеличился в 2,7 раза.

Увеличился экспорт угля с 60,7 до 97,5 млн. тонн (в 1,6 раза).

При рассмотрении перспектив развития угольной промышленности необходимо учитывать следующие тенденции:

исчерпание потенциала развития действующих угольных бассейнов в европейской части страны и на Урале;

замедление темпов освоения новых угольных месторождений;

удорожание добычи и транспортировки угля.

К числу основных проблем в указанной сфере относятся:

сокращение внутреннего спроса на энергетический уголь;

зависимость предприятий отрасли от величины экспортных доходов;

высокая доля затрат на транспортную составляющую в цене угольной продукции;

недостаточные темпы обновления основных производственных фондов, высокий уровень износа оборудования и недостаточность средств на его модернизацию;

низкое по отношению к мировому уровню качество угольной продукции;

недостаточность инвестиционных средств для реализации масштабных инфраструктурных проектов по развитию ресурсно-производственного потенциала угольной промышленности;

недостаточный инновационный потенциал угольной промышленности, слабое развитие российского угольного машиностроения и вызванная этим усиливающаяся зависимость отрасли от импорта технологий и оборудования;

сохранение высокого уровня социальной напряженности в угледобывающих регионах, обусловленного низкой занятостью населения, дефицитом и низким качеством социальных услуг, а также высоким уровнем травматизма в отрасли и общим экологическим неблагополучием;

нарастающий дефицит квалифицированных трудовых кадров.

Для достижения стратегических целей развития угольной промышленности необходимо решить следующие основные задачи:

завершение работ по закрытию убыточных и неперспективных угольных предприятий;

обеспечение устойчивого и рационального воспроизводства минерально-сырьевой базы угольной промышленности;

рационализация структуры и территориального размещения производственных мощностей по добыче и обогащению угля, обеспечивающая эффективное использование ресурсного потенциала отрасли;

продолжение развития транспортной и портовой инфраструктуры для перевозки угольных грузов по экономически обоснованным тарифам, обеспечивающей диверсификацию направлений их поставки;

повышение эффективности процессов государственного регулирования в угольной промышленности и процессов корпоративного управления, обеспечивающих стабильность развития организаций угольной промышленности и способствующих росту их конкурентоспособности;

повышение эффективности добычи, обогащения и переработки угля на основе совершенствования применяемых технологий и оборудования, а также внедрения передовых организационных решений;

организация производства высококачественной конечной продукции (синтетическое жидкое топливо, этанол и другие продукты углехимии с высокой добавленной стоимостью), комплексное использование угля и сопутствующих ресурсов, включая добычу шахтного метана;

интенсификация природоохранных мероприятий в отрасли;

обеспечение предприятий угольной промышленности квалифицированными специалистами, ориентированными на длительные трудовые отношения и развитие профессиональной карьеры.

Развитие добычи угля предусматривается в базовых бассейнах - Кузнецком и Канско-Ачинском. В средне- и долгосрочной перспективе наряду с базовыми бассейнами значительное развитие получит добыча угля на новых месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока (Ургальское, Элегестское, Эльгинское, Апсатское). Кроме того, при подтверждении экономической целесообразности сможет получить развитие добыча угля на Сейдинском (Республика Коми) и Сосьвинском (Ханты-Мансийский автономный округ - Югра) месторождениях, а также в Беринговском угольном бассейне (Чукотский автономный округ).

В целях дальнейшего развития экспортного потенциала отрасли предусматривается строительство необходимой портовой инфраструктуры (порт Восточный, Ванино, Усть-Луга, Мурманский глубоководный порт) и строительство новых портов с высокопроизводительными угольными терминалами, в том числе на побережье Черного моря, а при подтверждении экономической целесообразности - на северотихоокеанском побережье.

Намечаемое в рамках политики формирования рационального топливно-энергетического баланса увеличение доли угля в топливно-энергетическом балансе потребует наряду с созданием условий для эффективной межтопливной конкуренции оптимизации издержек на производство угольной продукции при одновременном совершенствовании системы налогообложения в отрасли и применении схем гибкого тарифного регулирования на перевозку угля железнодорожным транспортом.

Совершенствование системы экономического регулирования в угольной отрасли предусматривает:

переход к системе налогообложения на основе рентного подхода;

осуществление мер по рационализации налоговой нагрузки в отрасли;

освобождение от обложения таможенными пошлинами машин и оборудования для угольной промышленности, не имеющих российских аналогов;

применение механизмов частно-государственного партнерства, включая субсидирование части процентных ставок по кредитам, привлеченным в российских финансовых институтах, для стимулирования процессов обновления основных фондов отрасли, формирования новых центров угледобычи, реализации инновационных проектов (создание чистых угольных технологий, стандартизованного угольного топлива, углехимических производств, добыча шахтного метана) и развития железнодорожной и портовой инфраструктуры;

совершенствование системы регулирования железнодорожных тарифов при поставке угля на внутренний и внешние рынки, в том числе в зависимости от рыночной конъюнктуры цен на уголь и стоимости морских перевозок угля;

развитие системы прямых и долгосрочных контрактов, предусматривающих в том числе льготное тарифообразование на осуществляемые по указанным контрактам перевозки высококачественного энергетического угля для использования на российских тепловых электростанциях;

введение обязательного порядка формирования ликвидационного фонда для угледобывающих организаций;

рациональное использование механизма установления таможенных пошлин на импортируемый уголь;

развитие биржевой торговли угольной продукцией.

Совершенствование институциональной структуры отрасли и процессов корпоративного управления предусматривает:

формирование лизинговой компании, обеспечивающей предоставление высокотехнологичного горно-шахтного, горно-транспортного и обогатительного оборудования;

повышение прозрачности угольного бизнеса, включая внедрение международных стандартов финансовой отчетности и упорядочение структуры вертикально интегрированных компаний;

развитие сервисных и вспомогательных предприятий (аутсорсинг) для обслуживания основного бизнеса угледобывающих компаний, включая создание специализированных компаний, выполняющих комплекс научно-исследовательских, проектно-конструкторских и внедренческих работ, в том числе в области дегазации шахт, с доведением в перспективе доли аутсорсинга в затратах на добычу 1 тонны угля до 30-35 процентов.

Совершенствование системы технического регулирования в отрасли предусматривает:

повышение нормативных требований к обеспечению безопасности и комфортных условий труда на угольных предприятиях, включая разработку новой редакции нормативных документов в области безопасности применяемого оборудования, а также средств индивидуальной защиты шахтеров и защитных систем, применяемых во взрывоопасных средах;

регулярный технический аудит состояния основных фондов угледобывающих предприятий;

разработку и внедрение технических регламентов, повышающих требования к качеству угольного топлива, включая установление стандартов качества по видам потребления угля, организацию сертификации продукции, внедрение на предприятиях международных стандартов качества.

Предусматривается последовательное приведение нормативных требований к организациям угольной отрасли в сфере охраны окружающей среды в соответствие с мировыми стандартами.

Планируется осуществление мероприятий по повышению социальной защищенности работников и качества трудовых отношений в отрасли, включая разработку социальных стандартов, создание системы обязательного страхования промышленного персонала на угледобывающих предприятиях, а также дальнейшее совершенствование информационно-аналитического обеспечения в угольной промышленности, позволяющего в том числе осуществлять регулярный комплексный мониторинг ситуации в отрасли.

На первом этапе реализации настоящей Стратегии в угольной промышленности планируются:

реализация комплекса программных мер по стабилизации ситуации в отрасли в условиях снижения объемов производства угля;

завершение мероприятий по реструктуризации отрасли;

техническое перевооружение и интенсификация угольного производства;

увеличение объемов обогащения угля;

снижение аварийности и травматизма на угледобывающих предприятиях;

дальнейшее развитие экспортного потенциала отрасли.

Второй этап реализации настоящей Стратегии в части развития угольной промышленности предусматривает формирование новых центров угледобычи на новых угольных месторождениях с благоприятными горно-геологическими условиями, оснащение предприятий отрасли современной высокопроизводительной техникой и технологиями, отвечающими мировым экологическим нормам, снятие системных ограничений при транспортировке угольных грузов на внутренний и внешний рынки, развитие системы аутсорсинга, достижение максимальной переработки каменного энергетического угля с учетом требований внутреннего рынка, реализация пилотных проектов на базе российских технологий глубокой переработки угля и добычи шахтного метана.

Третий этап реализации настоящей Стратегии в части развития угольной промышленности предусматривает кардинальное повышение производительности труда при обеспечении мировых стандартов в области промышленной безопасности и охраны труда, экологической безопасности при добыче и обогащении угля, промышленное получение продуктов глубокой переработки угля (синтетическое жидкое топливо, этанол и другие) и сопутствующих ресурсов (метан, подземные воды, строительные материалы).

Стратегическими целями развития электроэнергетики являются:

обеспечение энергетической безопасности страны и регионов;

удовлетворение потребностей экономики и населения страны в электрической энергии (мощности) по доступным конкурентоспособным ценам, обеспечивающим окупаемость инвестиций в электроэнергетику;

обеспечение надежности и безопасности работы системы электроснабжения России в нормальных и чрезвычайных ситуациях;

инвестиционно-инновационное обновление отрасли, направленное на обеспечение высокой энергетической, экономической и экологической эффективности производства, транспорта, распределения и использования электроэнергии.

Ход реализации Энергетической стратегии России на период до 2020 года в указанной сфере характеризуется следующим.

За прошедший период с начала реализации Энергетической стратегии России на период до 2020 года в связи с более ускоренным развитием экономики страны спрос на электроэнергию рос более высокими темпами, чем прогнозировалось. В то же время ввод новых мощностей в электроэнергетике существенно отставал от прогноза, предусмотренного указанной стратегией, и не в полной мере удовлетворял потребности растущей экономики.

За рассматриваемый период был завершен первый этап процесса реформирования отрасли, в рамках которого была создана единая генерирующая компания, владеющая и управляющая атомными электростанциями, - открытое акционерное общество "Концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях", ликвидировано открытое акционерное общество "РАО "ЕЭС России" и создана на его базе группа независимых компаний, включающая 6 оптовых генерирующих компаний, 14 территориальных генерирующих компаний, открытое акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы", открытое акционерное общество "РусГидро", открытое акционерное общество "Системный оператор Единой энергетической системы", открытое акционерное общество "Холдинг межрегиональных распределительных сетевых компаний", открытое акционерное общество "РАО Энергетические системы Востока" (для управления электроэнергетикой Дальнего Востока), открытое акционерное общество "ИНТЕР РАО ЕЭС" (для осуществления экспорта-импорта электроэнергии), энергосбытовые компании, а также ряд научных, проектных, сервисных и ремонтных организаций.

Сформирована коммерческая инфраструктура оптового рынка электрической энергии (мощности). Учрежден коммерческий оператор указанного оптового рынка - открытое акционерное общество "Администратор торговой системы" и создана саморегулируемая организация, объединяющая субъектов электроэнергетики и крупных потребителей электрической и тепловой энергии.

Был запущен процесс развития конкуренции на оптовом рынке электрической энергии (мощности), предусматривающий постепенный отказ от государственного регулирования цен на электроэнергию и переход к свободному ценообразованию для всех потребителей, за исключением населения, в ценовых зонах указанного оптового рынка (окончательно отказаться от государственного регулирования цен предполагается к 2011 году).

При рассмотрении перспектив развития электроэнергетики необходимо учитывать следующие тенденции:

изменение географии электропотребления в стране, проявляющееся в смещении центров электропотребления в восточные регионы страны и в города европейской части России;

рост сезонных и суточных пиковых нагрузок в Единой энергетической системе России.

К числу основных проблем в указанной сфере относятся:

дефицит генерирующих и сетевых мощностей в ряде регионов страны;

отсутствие электрической связи Сибирь - Урал - Центр с пропускной способностью, позволяющей эффективно использовать сибирские гидро- и топливные ресурсы, реализовать эффекты широтной протяженности Единой энергетической системы России и другие системные эффекты;

неоптимальная структура генерирующих мощностей, обусловленная недостатком полупиковых и пиковых маневренных электростанций;

снижение надежности электроснабжения, обусловленное высоким износом основных производственных фондов и отсутствием необходимых инвестиций для их масштабного и своевременного обновления;

длительное технологическое отставание в создании и освоении современных парогазовых, экологически чистых угольных и электросетевых технологий;

низкая энергетическая и экономическая эффективность отрасли (низкий коэффициент полезного действия большинства тепловых электростанций, высокие потери в электрических сетях, неоптимальная загрузка генерирующих мощностей в Единой энергетической системе России, в том числе наличие "запертых" мощностей);

крайне высокая зависимость электроэнергетики от природного газа;

отсутствие полноценного конкурентного рынка электроэнергии и мощности;

недостаточность инвестиционных ресурсов для развития электросетевой инфраструктуры с целью обеспечения выдачи мощности новых генерирующих объектов и обеспечения технологического присоединения потребителей к электрическим сетям;

наличие перекрестного субсидирования между группами потребителей электроэнергии и между электрической и тепловой энергией на внутреннем рынке.

Для достижения стратегических целей развития электроэнергетики необходимо решить следующие основные задачи:

сбалансированное развитие генерирующих и сетевых мощностей, обеспечивающих необходимый уровень надежности снабжения электроэнергией как страны в целом, так и отдельных ее регионов;

дальнейшее развитие Единой энергетической системы России, в том числе за счет присоединения и объединения изолированных энергосистем;

расширенное строительство и модернизация основных производственных фондов в электроэнергетике (электростанции, электрические сети) для обеспечения потребностей экономики и общества в электроэнергии;

развитие конкурентных отношений на розничных рынках электроэнергии, обеспечение экономической обоснованности цен и тарифов на соответствующие товары и услуги;

опережающее развитие атомной, угольной и возобновляемой энергетики (включая гидроэнергетику), направленное на снижение зависимости отрасли от природного газа, а также на диверсификацию топливно-энергетического баланса страны;

расширенное внедрение новых экологически чистых и высокоэффективных технологий сжигания угля, парогазовых установок с высокими коэффициентами полезного действия, управляемых электрических сетей нового поколения и других новых технологий для повышения эффективности отрасли;

обеспечение живучести, режимной надежности, безопасности и управляемости электроэнергетических систем, а также необходимого качества электроэнергии;

развитие малой энергетики в зоне децентрализованного энергоснабжения за счет повышения эффективности использования местных энергоресурсов, развития электросетевого хозяйства, сокращения объемов потребления завозимых светлых нефтепродуктов;

разработка и реализация механизма сдерживания цен за счет технологического инновационного развития отрасли, снижения затрат на строительство генерирующих и сетевых мощностей, развития конкуренции в электроэнергетике и смежных отраслях, а также за счет создания государственной системы управления развитием электроэнергетики;

снижение негативного воздействия электроэнергетики на окружающую среду на основе применения наилучших технологий.

В рамках реализации стратегической инициативы по развитию нетопливной энергетики прогнозируется значительный (в 2 - 2,5 раза) рост объемов производства электроэнергии на базе атомных электростанций и возобновляемых источников энергии. В целом предусматривается увеличить к концу третьего этапа реализации настоящей Стратегии долю нетопливных источников в производстве электроэнергии примерно с 32 процентов (2008 год) до не менее чем 38 процентов. При этом конкретные траектории и относительные темпы развития каждой из указанных нетопливных составляющих на различных этапах реализации настоящей Стратегии подлежат уточнению в рамках соответствующих программных документов, в первую очередь в рамках Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики.

Перспективные уровни производства электроэнергии определяются ожидаемой динамикой внутреннего спроса на нее, которая будет существенно опережать рост спроса на первичные топливно-энергетические ресурсы. При этом темпы увеличения потребления электроэнергии будут определяться региональными стратегиями социально-экономического развития, в результате чего в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке они будут существенно выше, чем средние темпы по России.

Региональная структура генерирующих мощностей в соответствии с ожиданиями внутреннего спроса, требованиями обеспечения энергетической безопасности страны и повышения надежности электроснабжения будет формироваться следующим образом.

В европейской части России:

атомные электростанции с увеличением их доли в базовой части графика электрических нагрузок при синхронизации вводов новых блоков атомных электростанций с гидроаккумулирующими электростанциями;

тепловые электростанции с заменой газомазутных паросиловых энергоблоков на парогазовые и выводом из работы старого оборудования. Замена паросиловых на парогазовые установки будет поддержана мерами экономического характера, включая введение платы за выбросы углекислого газа и прямое запрещение использования устаревшего оборудования, не отвечающего современным технологическим и экологическим стандартам;

парогазовые, газотурбинные и модернизированные паротурбинные теплоэлектроцентрали разной мощности, в том числе блок-станции, работающие преимущественно на газе и отчасти на угле (там, где уголь является проектным топливом);

гидроаккумулирующие электростанции и газотурбинные установки для покрытия пиковой части графика нагрузок.

При этом генерация в полупиковой части графика нагрузок будет обеспечиваться действующими тепловыми электростанциями (с их модернизацией), гидрогенерирующими электростанциями (строящимися) на Северном Кавказе при частичной разгрузке наименее экономичных тепловых электростанций. После завершения строительства высоковольтного электрического транзита по направлению Сибирь - Урал - Центр в покрытии графика электрических нагрузок может принимать участие (в меру экономической эффективности) мощность сибирских электростанций, передаваемая по магистральным линиям электропередачи сверхвысоких напряжений.

В Сибири и на Дальнем Востоке:

гидрогенерирующие электростанции, действующие и сооружаемые для покрытия всех зон графика электрических нагрузок, с доминированием их мощностей в полупиковой и пиковой части графика нагрузок;

тепловые электростанции, работающие в основном на угольном топливе Кузнецкого и Канско-Ачинского бассейнов, а также Иркутского бассейна, забайкальских и дальневосточных месторождений (использование тепловых электростанций, работающих на газовом топливе, предусматривается в этих регионах лишь для теплоэлектроцентралей в крупных газифицированных городах из соображений снижения экологической нагрузки);

развитие тепловых электростанций, работающих на газе в районе крупных месторождений природного газа (Ханты-Мансийский автономный округ - Югра и Ямало-Ненецкий автономный округ), в том числе с использованием остающихся в отработанных месторождениях запасов низконапорного газа;

использование энергии атомных источников большой, средней и малой мощности в районах их потенциальной конкурентоспособности (Томская область, Крайний Север, Дальний Восток и другие);

развитие малой энергетики на возобновляемых источниках энергии, в том числе путем замещения локальной дизельной генерации.

Настоящая Стратегия предусматривает особые направления перспективного развития для теплоэнергетики, атомной энергетики и гидроэнергетики, а также для Единой энергетической системы России и электросетевого комплекса.

Так, в теплоэнергетике будет реализовываться стратегическое направление опережающего развития угольных тепловых электростанций, особенно в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

В результате доля угля в потреблении топлива тепловыми электростанциями к концу третьего этапа реализации настоящей Стратегии увеличится соответственно с 26 до 34-36 процентов, а доля газа, наоборот, снизится с 70 до 60-62 процентов.

Перспективы развития атомной энергетики базируются на учете текущей ситуации в строительстве атомных электростанций, а также на следующих положениях:

в европейской части России в условиях дорожающего органического топлива атомные электростанции повышенной безопасности позволяют замыкать энергетический баланс, экономя органическое топливо;

развитие атомной энергетики обеспечивает разработку все более совершенных ядерных технологий, позволяющих решать энергетические проблемы человечества в будущем;

при развитии атомной энергетики необходима разработка и внедрение мероприятий по выравниванию неравномерностей графика электрических нагрузок путем экономического стимулирования потребителей к обеспечению более равномерного по часам суток использования электрической энергии в районах действия атомных электростанций с учетом их использования в базовом режиме, а также их совместной работы с гидроаккумулирующими электростанциями.

Главной задачей развития гидроэнергетики на весь период действия настоящей Стратегии является дальнейшее освоение богатых гидроресурсов России в увязке со спросом на электроэнергию и режимами ее потребления.

Прогнозная оценка объемов производства электроэнергии на гидрогенерирующих электростанциях исходит из следующих предпосылок:

прирост производства электроэнергии на гидроэлектростанциях в европейской части России будет небольшим в основном за счет ввода в действие гидроэлектростанций на Северном Кавказе и реализации программы строительства гидроаккумулирующих электростанций, необходимых для режимного (суточного) регулирования мощностей энергосистем. Предусматривается увеличение мощности и выработки электроэнергии на действующих гидроэлектростанциях, в основном на Чебоксарском и Нижнекамском гидроузлах, за счет повышения уровней водохранилищ до проектных отметок;

прирост производства электроэнергии на гидроэлектростанциях в Сибири и на Дальнем Востоке будет определяться их технико-экономическими показателями и конкурентоспособностью по отношению к тепловым электростанциям, работающим на угле, с учетом их экологического воздействия на окружающую среду и возможностей покрытия графиков нагрузки. Важное значение будет также иметь возможность достижения мультипликативных эффектов развития этих регионов, связанных с вводом новых гидрогенерирующих мощностей и созданием на их основе кластеров промышленных производств - потребителей энергии гидроэлектростанций.

Магистральным направлением достижения указанных мультипликативных эффектов может при соответствующем экономическом и экологическом обосновании являться сооружение следующих крупных системообразующих гидроэнергетических комплексов:

Нижнеангарский гидроэнергетический комплекс;

Южно-Якутский гидроэнергетический комплекс в составе нескольких гидроэлектростанций на реках Учур, Тимптон, Алдан и Олекма;

Витимский гидроэнергетический комплекс;

Нижнеенисейский гидроэнергетический комплекс на основе Эвенкийской гидроэлектростанции мощностью 12 млн. кВт.

Электроэнергия этих гидроэнергетических комплексов будет использоваться для освоения значительных местных природных ресурсов, создания региональной горнодобывающей и обрабатывающей промышленности и будет передаваться по сооружаемым с этой целью линиям электропередачи постоянного и переменного тока сверхвысокого напряжения на Урал, в европейскую часть России и промышленные районы Сибири и Дальнего Востока.

Конкретное развитие тех или иных генерирующих источников будет определяться их сравнительными технико-экономическими показателями, условиями топливоснабжения, характером (масштабом и структурой) энергопотребления, экологическими и социальными факторами. Получит развитие, особенно в районах невысокой плотности нагрузки, малая энергетика и децентрализованное электроснабжение с активным использованием всех видов местных и вторичных энергоресурсов.

В целом, в результате развития генерирующих мощностей:

генерирующие мощности, работающие на газе, к 2030 году будут представлять собой в основном парогазовые установки с коэффициентом полезного действия 53-55 процентов, газотурбинные установки или в необходимых случаях сочетание последних с котлом-утилизатором;

генерирующие мощности, работающие на угле, будут представлять собой установки, работающие на суперкритических параметрах пара, с коэффициентом полезного действия от 46 до 55 процентов (в случае использования качественного высококалорийного угля), установки, оборудованные котлами с циркулирующим кипящем слоем, котлами с низкотемпературным вихрем, и определенное количество установок, работающих на сверхкритических параметрах пара. Также будут осваиваться установки с газификацией угля и энерготехнологические установки. Общий средний коэффициент полезного действия производства электроэнергии на установках, работающих на угле, составит около 41 процента.

В атомной энергетике будут работать атомные электростанции с водо-водяными реакторами, реакторами на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем, демонстрационные реакторы со свинцовым и свинец-висмутовым теплоносителем, а также высокотемпературный ядерный реактор с газовым охлаждением.

Предполагается широко использовать гидроэлектростанции различных мощностей с их концентрацией в регионах Сибири и Дальнего Востока, выполняющих системообразующую роль и участвующих в обеспечении покрытия графика нагрузки.

Энергетика, основанная на возобновляемых источниках энергии, будет развиваться в том числе в виде малых гидроэлектростанций, солнечных энергоустановок, геотермальных электростанций и теплоснабжающих установок, биоэнергетических и ветровых установок, мусоросжигающих и мусороперерабатывающих энергокомплексов в крупных городах. Возможно использование энергии приливов.

Производство тепла будет сосредоточено на теплоцентралях с уменьшением их роли в теплоснабжении за счет развития систем когенерации (газотурбинная установка с котлом-утилизатором) и автономных теплоснабжающих установок. В 2030 году доля тепла, производимого на теплоэлектроцентралях в системах централизованного теплоснабжения, уменьшится с 43 (2005 год) до 35 процентов. Эту нишу займут газотурбинные установки на теплоэлектроцентралях и автономные установки.

Большое развитие получат установки распределенной генерации электроэнергии в виде газотурбинных установок и их сочетания с котлом-утилизатором, которые будут замещать существующие котельные. Указанные установки мощностью от 10 кВт до 60-70 МВт будут выполнять роль как локальных источников энергоснабжения, так и источников покрытия переменной части графика нагрузки, увеличивая тем самым коэффициент использования установленной мощности наиболее мощных энергоустановок. Доля распределенной генерации может достичь 15 процентов в производстве электроэнергии на тепловых электростанциях.

Таким образом, генерирующие мощности в 2030 году будут состоять из энергоустановок, работающих на передовых технологиях мирового уровня, позволяющих проводить их эффективную эксплуатацию.

Единая энергетическая система России будет развиваться как путем присоединения к ней ныне изолированных энергосистем и энергообъединений, так и путем развития межсистемных и внутрисистемных электрических сетей всех классов напряжений, в том числе для экспорта электроэнергии.

Для повышения управляемости и обеспечения гарантированной надежности функционирования электроэнергетических систем будут широко внедряться гибкие системы передачи электроэнергии, а также совершенствоваться комплексы автоматической аварийной защиты и диспетчерского управления. Будут созданы межсистемные линии электропередачи переменного и постоянного тока для транспортировки электрической энергии и мощности из энергоизбыточных в энергодефицитные регионы в объемах, не превышающих требований надежности работы Единой энергетической системы России.

В сфере развития электросетевого комплекса предполагается обеспечить:

оптимизацию конфигурации и повышение пропускной способности системообразующих и распределительных электрических сетей, позволяющих осуществлять эффективное функционирование Единой энергетической системы России и систем распределенной генерации электроэнергии с высокими показателями надежности их работы;

снижение износа электрических сетей до среднего уровня развитых стран мира, в том числе за счет качественного обновления парка оборудования электрических подстанций;

снижение потерь в электрических сетях и повышение эффективности транспортировки электроэнергии, в том числе за счет широкого внедрения проводников из новых композиционых материалов, позволяющих увеличить токонесущую способность и увеличить продолжительность срока их службы, а также создания систем автоматизированного учета и регулирования в электрических сетях.

Будут обеспечены условия для привлечения частного капитала в распределительный электросетевой комплекс в объеме, достаточном для модернизации и реконструкции электрических сетей и обеспечения надежности электроснабжения потребителей на долгосрочный период, развития электросетевой инфраструктуры, в том числе с целью обеспечения межсистемных перетоков энергии и содействия экономическому росту соответствующих территорий. Будет осуществлен переход от административных к экономическим методам стимулирования эффективности сетевых компаний, а также разработаны механизмы консолидации управления распределительными сетями в регионах Российской Федерации, в том числе путем лицензирования деятельности по передаче и распределению электрической энергии.

Также в электроэнергетике будет завершено формирование оптового и розничного рынка электрической энергии (мощности), обеспечены соответствующие нормативно-правовые и институциональные условия деятельности сбытовых и энергосервисных компаний, включая:

изменение порядка учета и возмещения затрат на технологическое присоединение к электрическим сетям;

включение инвестиционной составляющей в тариф на оказание услуг по передаче электрической энергии и в тарифы государственных компаний, реализующих общесистемные проекты;

усиление контроля за совмещением группами лиц конкурентных и естественно-монопольных видов деятельности в электроэнергетике;

создание условий для беспрепятственного доступа энергосбытовых организаций на оптовый рынок электрической энергии (мощности);

создание условий для заключения двусторонних договоров по свободным (нерегулируемым ценам) между новыми объектами генерации и потребления в неценовых зонах и изолированных территориях;

формирование условий для функционирования системы выбора потребителем поставщика электрической энергии;

принятие нормативных правовых актов, регламентирующих порядок проведения очередных и внеочередных конкурсов на присвоение статуса гарантирующего поставщика электрической энергии.

Будут предприняты меры по совершенствованию тарифного регулирования в сфере естественных монополий (на основе тарифов, предусматривающих возврат сделанных инвестиций, платы за резерв пропускной способности, почасовой тарификации и других). Одновременно с этим будет введена экономическая ответственность электрогенерирующих предприятий и предприятий сетевого комплекса за выполнение гарантированных стандартов надежности и качества обслуживания потребителей.

Государственная долгосрочная тарифная политика в электроэнергетике будет основываться на следующих принципах:

расширение использования рыночных механизмов ценообразования в указанной сфере, а также механизмов саморегулирования;

недопущение срыва стратегических планов государства по повышению жизненного уровня населения и росту конкурентоспособности российских предприятий из-за необоснованно высоких удельных затрат на энергоснабжение населения и предприятий;

сохранение и совершенствование форм и механизмов участия государства в регулировании источников инвестиций в электроэнергетику с целью обеспечения достаточной инвестиционной привлекательности проектов по развитию генерации и сетевого хозяйства (на принципах возвратности осуществляемых государственных вложений, в том числе на условиях частно-государственного партнерства);

применение на рынках электрической энергии (мощности) и тепловой энергии механизмов ценообразования, обеспечивающих участникам рынка потенциальный уровень доходности не ниже, чем в других секторах экономики с сопоставимым уровнем рисков;

предсказуемость долгосрочной тарифной политики и ее скоординированность с другими составляющими государственной энергетической политики - политикой в сфере энергоэффективности и энергосбережения, а также в области формирования рационального топливно-энергетического баланса.

Предусматривается, что доля стоимости производства электроэнергии в ее среднеотпускной цене для конечных потребителей будет уже на начальных этапах реализации настоящей Стратегии доведена до 60-65 процентов - диапазона значений, являющегося рациональным в соответствии с существующим международным опытом. Учитывая, что в последние годы в России произошел резкий рост цен на электроэнергию и сохранение этой тенденции сделает экономику страны неконкурентоспособной, на первом этапе реализации настоящей Стратегии необходимо остановить указанный резкий рост цен, разработать и осуществить мероприятия по обеспечению оптимального развития и функционирования электроэнергетических систем, снижению потерь и широкому внедрению эффективных технологий. Это должно обеспечить ограниченный рост среднеотпускной цены электроэнергии для конечных потребителей на последующих этапах реализации стратегии до уровня 9-10 центов США за 1 кВт х ч к концу третьего этапа (при расчете в постоянных ценах 2008 года).

Будет обеспечено существенное повышение энергетической эффективности отрасли, в том числе за счет снижения удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии и тепловой энергии от тепловых электростанций, а также за счет снижения потерь (затрат на транспорт энергии) в электрических сетях.

Предусматривается поэтапное уточнение прогнозных объемов потребления электрической энергии в Российской Федерации в увязке с прогнозируемой стоимостью электроэнергии.

На первом этапе реализации настоящей Стратегии спрос на электроэнергию будет определяться проявлениями начавшегося в 2008 году кризиса, а также возможностями экономики по их скорейшему преодолению.

Вместе с тем такая тенденция не приведет к снижению темпов обновления основных фондов в электроэнергетике, замена которых жизненно необходима для успешного долгосрочного функционирования отрасли. Основным типом сооружаемых генерирующих мощностей станут парогазовые установки с высокими значениями коэффициента полезного действия. Будут проведены работы по созданию энергоустановок с суперкритическими параметрами при работе тепловых электростанций, работающих на угле. На атомных электростанциях будут устанавливаться реакторы повышенного уровня безопасности.

Важным направлением на первом этапе реализации настоящей Стратегии будет модернизация тепловых электростанций, работающих на газе по паросиловому циклу, и перевод их на парогазовый цикл работы. При этом будет осуществляться вывод из эксплуатации старых мощностей и низкоэффективного морально устаревшего оборудования.

Также будет создана нормативно-правовая основа для привлечения частных инвестиций в развитие всех видов генерации. Будет проводиться в жизнь государственная программа строительства атомных электростанций и гидрогенерирующих электростанций, в том числе на условиях частно-государственного партнерства.

В сфере развития электросетевого комплекса приоритетными направлениями будут:

аудит состояния электросетевого комплекса и создание системы мониторинга распределительных электрических сетей с точки зрения обеспечения надежности и достаточности пропускной способности;

выполнение работ по реконструкции и техническому перевооружению электрических сетей на основе обеспечивающих их надежное и эффективное функционирование новых электросетевых технологий и современного оборудования, соответствующего по своему уровню лучшим зарубежным образцам;

оптимизация конфигурации и повышение надежности системообразующих и распределительных электрических сетей в целях повышения эффективности функционирования Единой энергетической системы России.

Единая энергетическая система России будет развиваться как путем присоединения к ней изолированных или имеющих слабые электрические связи энергообъединений, так и путем развития межсистемных и внутрисистемных электрических сетей всех классов напряжений, в том числе для экспорта электроэнергии.

Будет завершен процесс управляемой либерализации и создания внутреннего конкурентного рынка электроэнергии и мощности, обеспечивающего ценовые сигналы для поставщиков и потребителей электрической энергии и мощности с целью принятия инвестиционных решений, развиты институт гарантирующих поставщиков и система адресной социальной поддержки населения в части обеспечения электроэнергией. Будут созданы прозрачные и предсказуемые условия для долгосрочного топливообеспечения электростанций, в частности природным газом, а также для приоритетного использования угля в электроэнергетике там, где это экономически и экологически оправдано.

На втором этапе реализации настоящей Стратегии будут вводиться в эксплуатацию атомные электростанции, будут происходить масштабное обновление основных производственных фондов и развитие новой электроэнергетической инфраструктуры в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

Продолжится промышленное освоение новых парогазовых установок с высокими значениями коэффициента полезного действия и установок угольной генерации на сверхкритических параметрах пара. В атомной энергетике будет расширено серийное производство и ввод в эксплуатацию водо-водяных реакторов, а также реакторов на быстрых нейтронах и создано производство для обеспечения реализации замкнутого топливного цикла. Развернется освоение возобновляемых источников энергии. За счет инвестиционно-инновационного обновления отрасли будут существенно улучшены показатели ее энергетической, экономической и экологической эффективности.

На третьем этапе реализации настоящей Стратегии электроэнергетика будет характеризоваться расширенным внедрением технологических инноваций в традиционные сегменты отрасли и активным развитием нетопливной энергетики на фоне замедления темпов роста спроса на электроэнергию за счет повышения общей энергоэффективности экономики страны. В тепловой генерации начнется промышленное освоение угольных энергоблоков нового технологического поколения, установок газификации угля и энерготехнологических комплексов. Коэффициент полезного действия тепловых электростанций вырастет в среднем в 1,2 раза к уровню 2005 года.

На указанном этапе развитие получит строительство крупных гидроэлектростанций на востоке страны, использование малой атомной энергетики, включая плавучие атомные электростанции, для районов Крайнего Севера и Дальнего Востока, а также модульных высокотемпературных газоохлаждаемых реакторов с целью производства электроэнергии, коммунального тепла и высокотемпературного тепла для технологических целей, в том числе для производства водорода.

Стратегической целью развития ядерно-топливного цикла является обеспечение формирования всего органически связанного комплекса атомной энергетики, ее топливно-энергетической базы, экологической безопасности атомных электростанций и атомной промышленности, а также научного руководства этой сферой энергетической деятельности в соответствии с экономически обоснованными потребностями страны.

Ядерная энергетика обладает способностью к воспроизводству собственной топливной базы. Эта ее принципиальная особенность формирует адекватный приоритет атомной энергетики в перспективе, для которой характерно ужесточение экологических требований к энергетической деятельности и стабилизация углеводородных возможностей топливно-энергетического комплекса. В этих условиях для своевременной подготовки и развития соответствующих направлений атомной энергетики наряду с продолжением строительства атомных электростанций с традиционными реакторами на тепловых нейтронах будут созданы серийные атомные электростанции с реакторами на быстрых нейтронах и соответствующие предприятия замкнутого ядерного топливного цикла.

Разведанные и потенциальные запасы природного урана, накопленные резервы регенерированного урана, существующие и развиваемые мощности ядерного топливного цикла при экономически обоснованной инвестиционной и экспортно-импортной политике в этой сфере обеспечат прогнозируемые параметры развития атомной энергетики в рассматриваемый период. Предусмотренная в настоящей Стратегии долгосрочная технологическая политика с освоением и развитием ядерных энергетических технологий нового поколения, включая реакторы на быстрых нейтронах и технологии замкнутого ядерного топливного цикла, снимет ограничения в отношении топливного сырья для атомной энергетики на долгосрочную перспективу.

С учетом намеченных масштабов развития отрасли предусматривается решение следующих основных задач:

повышение эффективности и конкурентоспособности атомной энергетики в целом, снижение уровня удельных капитальных вложений при обеспечении соответствия уровня безопасности современным нормам;

создание единого комплекса топливно-сырьевые ресурсы - производство энергии - обращение с отходами;

развитие отраслевой инвестиционной политики и целевых программ, которые обеспечивают устойчивость, обновление и повышение эффективности существующего потенциала и развитие ядерно-топливной базы и мощностей по переработке и утилизации радиоактивных отходов;

внедрение высокотехнологичных и экономически выгодных проектов энергетических комплексов, соответствующих современному уровню безопасности и надежности, в том числе на базе инновационных технологий;

развитие российского 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.

Направления и этапы реализации государственной энергетической политики развития отрасли предусматривают, в частности, следующее.

Увеличение выработки электроэнергии на атомных электростанциях осуществляется на основе:

реализации проектов строительства атомных электростанций (достройка энергоблоков на имеющихся площадках - на первом этапе реализации настоящей Стратегии, их строительство на новых площадках - на всех этапах, в том числе на втором и третьем этапах - совместно со сторонними инвесторами);

увеличения выработки продления срока эксплуатации действующих энергоблоков, программы интенсификации и увеличения коэффициента использования установленной мощности на всех этапах.

Формирование и развитие инжиниринга основного энергетического оборудования на основе:

разработки типовых проектов серийных энергоблоков (поэтапно-типовые проекты АЭС-2006, реактор на быстрых нейтронах);

разработки новых видов топлива для энергоблоков атомных электростанций и его вывода на западные рынки (лицензирование, подписание контрактов на поставку тепловыделяющей сборки в страны Европы и США, выполнение программ опытной эксплуатации);

разработки и сооружения проектов энергоблоков IV поколения (сооружение энергоблока БН-800 на Белоярской атомной электростанции и разработка технических проектов реакторов на быстрых нейтронах с жидкометаллическим теплоносителем).

Развитие ядерного топливного цикла на основе:

разработки газовых центрифуг нового поколения;

модернизации разделительно-сублиматных комбинатов (с обеспечением потребностей российских атомных электростанций и сохранением лидирующих позиций на мировом рынке услуг по обогащению урана);

повышения экономической эффективности фабрикации (с обеспечением конкурентоспособности российского ядерного топлива на мировых рынках).

Развитие сырьевой базы атомной энергетики на основе:

развития урановых месторождений;

увеличения добычи на совместных месторождениях;

разведки и разработки новых месторождений в наиболее перспективных урановых регионах мира (с обеспечением суммарной добычи урана не менее 6 тыс. тонн в год к концу первого этапа и 17 тыс. тонн в год - к концу второго этапа реализации настоящей Стратегии);

создания производств для выпуска новых типов топлива;

разработки и обеспечения реализации концепции замкнутого топливного цикла.

Развитие производственной базы атомной энергетики на основе:

обеспечения требуемого объема поставок оборудования для атомных электростанций, минимизации монопольного давления (формирование альтернативных поставщиков энергетического оборудования, в том числе посредством создания альянсов с зарубежными компаниями);

повышения экономической эффективности работы предприятий энергетического машиностроения, находящихся в сфере ведения Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом", и их выхода на смежные рынки.

Создание инфраструктуры управления жизненным циклом атомных электростанций на основе создания единых государственных систем обращения с отработавшим ядерным топливом и обращения с радиоактивными отходами и развития технологий вывода из эксплуатации остановленных атомных энергоблоков.

Стратегическими целями развития теплоснабжения являются:

достижение высокого уровня комфорта в жилых, общественных и производственных помещениях, включая количественный и качественный рост комплекса услуг по теплоснабжению (отопление, хладоснабжение, вентиляция, кондиционирование, горячее водоснабжение), высокий соответствующий ведущим европейским странам уровень обеспеченности населения и отраслей экономики страны этим комплексом услуг при доступной их стоимости;

кардинальное повышение технического уровня систем теплоснабжения на основе инновационных, высокоэффективных технологий и оборудования;

сокращение непроизводительных потерь тепла и расходов топлива;

обеспечение управляемости, надежности, безопасности и экономичности теплоснабжения;

снижение негативного воздействия на окружающую среду.

Результаты реализации Энергетической стратегии России на период до 2020 года в сфере развития теплоснабжения следует признать неудовлетворительными. За прошедший период ситуация в указанной сфере ухудшилась несмотря на принятие целого ряда решений, которые оказались не подкреплены в достаточной степени необходимыми организационными мерами, материально-технической базой и финансовыми средствами.

За прошедший период выросли показатели износа основных фондов теплоснабжения (до 65-70 процентов), коэффициент использования установленной тепловой мощности электростанций снизился до величины, не превышающей 50 процентов, протяженность тепловых сетей сократилась на 7 процентов (более чем на 13,5 тыс. км), увеличились потери в тепловых сетях (с 14 до 20 процентов), а также значительно вырос расход электроэнергии на перекачку теплоносителя (до 40 кВт х ч/Гкал).

К числу основных проблем в указанной сфере относятся:

неудовлетворительное состояние систем теплоснабжения, характеризующееся высоким износом основных фондов, особенно теплосетей и котельных, недостаточной надежностью функционирования, большими энергетическими потерями и негативным воздействием на окружающую среду;

потребность в крупных инвестициях для обеспечения надежного теплоснабжения при необходимости одновременного ограничения роста стоимости услуг этой сферы;

организационная разобщенность объектов и систем теплоснабжения - отсутствие единой государственной политики в этом секторе, прежде всего научно-технической и инвестиционной;

необходимость институциональной перестройки всей системы теплоснабжения для вывода ее из кризиса и успешного функционирования в рыночных условиях.

Для достижения стратегических целей развития отрасли необходимо решить следующие основные задачи:

развитие теплоснабжения России и ее регионов на базе теплофикации с использованием современных экономически и экологически эффективных когенерационных установок широкого диапазона мощности;

распространение сферы теплофикации на базе паротурбинных, газотурбинных, газопоршневых и дизельных установок на область средних и малых тепловых нагрузок;

оптимальное сочетание централизованного и децентрализованного теплоснабжения с выделением соответствующих зон;

максимальное использование возможностей геотермальной энергетики для обеспечения теплоснабжения изолированных регионов, богатых геотермальными источниками (полуостров Камчатка, остров Сахалин, Курильские острова);

развитие систем централизованно-распределенной генерации тепловой энергии с разными типами источников, расположенных в районах теплопотребления;

модернизация и развитие систем децентрализованного теплоснабжения с применением высокоэффективных конденсационных газовых и угольных котлов, когенерационных, геотермальных, теплонасосных и других установок, а также автоматизированных индивидуальных теплогенераторов нового поколения для сжигания разных видов топлива;

совершенствование режимов эксплуатации теплоэлектроцентралей с целью максимального сокращения выработки электрической энергии по конденсационному циклу, вынос ее выработки по условиям экономичности на загородные тепловые станции;

изменение структуры систем теплоснабжения, включая рациональное сочетание системного и элементного резервирования, оснащение автоматикой и измерительными приборами в рамках автоматизированных систем диспетчерского управления нормальными и аварийными режимами их эксплуатации, переход на независимую схему подключения нагрузки отопления (вентиляции и кондиционирования) и закрытую систему горячего водоснабжения;

совместная работа источников тепла на общие тепловые сети с оптимизацией режимов их функционирования;

реконструкция теплоэлектроцентралей, котельных, тепловых сетей и тепловых энергоустановок, проведение теплогидравлической наладки режимов, повышение качества строительно-монтажных и ремонтных работ, своевременное выполнение регламентных мероприятий, оснащение потребителей стационарными и передвижными установками теплоснабжения в качестве резервных и (или) аварийных источников теплоснабжения;

разработка нормативной правовой базы, обеспечивающей эффективное взаимодействие производителей тепла, организаций, осуществляющих его транспортировку и распределение, а также потребителей в рыночных условиях функционирования отрасли.

Перспективная структура, а также объемы производства и потребления тепловой энергии на рассматриваемый период максимально ориентированы на обеспечение потребностей экономики России и учитывают уже начавшуюся деурбанизацию городских поселений, включая вынос за пределы городской застройки промышленного производства и активное развитие индивидуального малоэтажного строительства, доля которого планируется на уровне 52-55 процентов всего вводимого в эксплуатацию жилого фонда. Малоэтажная застройка, как правило, будет обеспечиваться индивидуальными теплогенераторами, а многоэтажная - централизованными (частично децентрализованными) источниками. Основной прирост производства тепла в системах централизованного теплоснабжения будут обеспечивать тепловые электростанции, доля которых в общем объеме производства тепла в системах централизованного теплоснабжения вырастет с 44 процентов до 49-50 процентов к концу третьего этапа реализации настоящей Стратегии. Кроме того, увеличится использование теплоутилизационных установок и особенно возобновляемых источников тепла на базе геотермальной, солнечной энергии и биомассы. В результате доля котельных в производстве тепла в системах централизованного теплоснабжения уменьшится с 49 процентов до 40 процентов к концу третьего этапа реализации настоящей Стратегии.

В теплоснабжении также найдут свое применение атомные станции с модульными высокотемпературными газоохлаждаемыми реакторами для производства тепла промышленного потенциала, производства водорода, синтетического жидкого топлива и других.

Энергосбережение в теплоснабжении будет осуществляться по следующим основным направлениям:

в производстве тепловой энергии - повышение коэффициента полезного действия котлоагрегатов, теплофикационных и других установок на основе современных технологий сжигания топлива, когенерационной выработки тепловой и электрической энергии, увеличение коэффициента использования тепловой мощности, развитие систем распределенной генерации тепла с вовлечением в теплоснабжение возобновляемых источников энергии, повышение технического уровня, автоматизации и механизации мелких теплоисточников, оснащение их системами учета и регулирования отпуском тепловой энергии, а также обоснованное разделение сферы централизованного и децентрализованного теплоснабжения;

в системах транспорта тепловой энергии - сокращение тепловых потерь и утечек теплоносителя в результате реконструкции тепловых сетей на основе применения теплопроводов заводской готовности, эффективных способов их прокладки, современных запорно-регулирующих устройств, автоматизированных узлов и систем управления режимами, а также организация оптимальных режимов функционирования тепловых сетей, теплоисточников и потребителей;

в системах потребления тепловой энергии - учет количества и контроль качества потребляемой тепловой энергии, реконструкция и новое строительство зданий с применением теплоустойчивых конструкций, тепловой автоматики, энергоэффективного оборудования и теплопроводов, а также высокая технологичность всего процесса теплопотребления, доступность его контроля и возможность управления.

В результате будет достигнуто не менее чем двукратное снижение удельных потерь тепла (с 19 процентов до 8-10 процентов к концу третьего этапа реализации настоящей Стратегии), что обеспечит экономию топлива в размере не менее 40 млн. тонн условного топлива к 2030 году.

Прогнозируемое развитие теплоснабжения потребует осуществления ряда таких мер, как формирование и совершенствование конкурентного рынка тепловой энергии, поддержка создания прогрессивного российского оборудования для системы теплоснабжения, совершенствование управления этими системами и поддержка государством и региональными органами власти формирования необходимых инвестиций в сферу теплоснабжения.

На первом этапе реализации настоящей Стратегии будет обеспечено повышение стандартов предоставления услуг теплоснабжения в результате оптимизации структуры систем, соотношения централизованного и децентрализованного теплоснабжения, повышения надежности, безопасности, энергетической и экономической эффективности производства, транспортировки и потребления тепла за счет модернизации основных производственных фондов и тепловых сетей, а также обеспечения потребителей системами учета и регулирования.

В указанный период необходимо осуществить разработку и начать последовательную реализацию комплекса программных мер по коренному усовершенствованию теплоснабжения, предусматривающих в том числе:

создание благоприятных условий для привлечения частных инвестиций в теплоснабжение, включая внедрение метода экономически обоснованной доходности инвестированного капитала;

оптимизацию системы тарифов (переход на обязательное применение двухставочного тарифа, применение долгосрочных тарифов по двусторонним договорам) с учетом интересов как производителей, так и потребителей тепла;

формирование обязательных требований к производимому и применяемому в указанной сфере оборудованию, а также к повышению энергоэффективности зданий;

рациональное применение механизмов государственной поддержки, в том числе в рамках частно-государственного партнерства.

На втором этапе реализации настоящей Стратегии будет осуществлена масштабная реконструкция и техническое переоснащение основных фондов, включая экономически оправданную замену тепловых сетей и сетевого оборудования централизованного теплоснабжения в тех регионах, где это будет экономически оправданно. Широкое развитие на новом технологическом уровне получат системы децентрализованного (индивидуального) теплоснабжения, в том числе с использованием возобновляемых источников тепла.

Будет сформирован рынок тепловой энергии и упорядочены взаимоотношения между его участниками, дальнейшее развитие получат процессы повышения энергоэффективности теплоснабжения и внедрения инновационных высокоэффективных технологических схем его организации.

На третьем этапе реализации настоящей Стратегии теплоснабжение достигнет высоких уровней энергетической, экономической и экологической эффективности, будет обеспечен высокий уровень теплового комфорта населения, соответствующий уровню развития стран с аналогичными природно-климатическими условиями (Канада, страны Скандинавии). Дальнейшее развитие отрасли пойдет по пути расширенного вовлечения в производство тепла новых неуглеводородных источников энергии и использования высокоэффективных автоматизированных технологических схем организации теплоснабжения.

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

снижение темпов роста антропогенной нагрузки на окружающую среду и противодействие климатическим изменениям при необходимости удовлетворения растущего потребления энергии;

рациональное использование и снижение темпов роста потребления имеющихся ресурсов ископаемого топлива в условиях неизбежного истощения его запасов;

сохранение здоровья населения и качества жизни путем замедления темпов роста загрязнения окружающей среды при использовании ископаемого топлива, а также снижение общегосударственных расходов на здравоохранение;

замедление темпов роста затрат на распределение и транспортировку электрической энергии и топлива и возникающих при этом потерь;

вовлечение в топливно-энергетический баланс дополнительных топливно-энергетических ресурсов;

повышение уровня энергетической безопасности и надежности энергоснабжения за счет увеличения уровня его децентрализации.

По существующим оценкам, технический ресурс возобновляемых источников энергии, преобладающую долю в котором имеет потенциал использования энергии солнца и энергии ветра, составляет не менее 4,5 млрд. тонн условного топлива в год, что более чем в 4 раза превышает объем потребления всех топливно-энергетических ресурсов России. Экономический потенциал возобновляемых источников энергии зависит от существующих экономических условий, стоимости, наличия и качества запасов ископаемых топливно-энергетических ресурсов, а также региональных особенностей. Указанный потенциал меняется во времени и должен специально оцениваться в ходе подготовки и реализации конкретных программ и проектов по развитию возобновляемых источников энергии (с учетом комплексной оценки их конкретного вклада в достижение указанных стратегических целей).

В перспективе намечается обеспечить рациональный, экономически обоснованный рост использования различных видов возобновляемых источников энергии для производства электрической и тепловой энергии, а также расширить использование альтернативных видов топлива для транспорта и энергетики.

В соответствии с Основными направлениями государственной политики в сфере повышения энергетической эффективности электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на период до 2020 года целевым ориентиром на указанный период является увеличение относительного объема производства и потребления электрической энергии с использованием возобновляемых источников энергии (кроме гидроэлектростанций установленной мощностью более 25 МВт) примерно с 0,5 до 4,5 процента. Для достижения намеченных объемов производства электроэнергии на базе возобновляемых источников энергии необходимо уже в указанный период обеспечить ввод генерирующих объектов (малых гидроэлектростанций, ветроэлектрических станций, приливных электростанций, геотермальных электростанций, тепловых электростанций, использующих биомассу в качестве одного из топлив, прочих видов электроустановок) с суммарной установленной мощностью до 25 ГВт.

Для решения этой задачи необходимо формирование комплекса мер государственной политики в указанной сфере, предусматривающих системную государственную поддержку этого направления и увязанных с намечаемыми и реально осуществляемыми темпами развития возобновляемых источников энергии. Указанные темпы должны быть также увязаны с созданием необходимой инфраструктуры, повышением конкурентоспособности производства электроэнергии на базе возобновляемых источников энергии, а также их рациональным участием в формировании топливно-энергетических балансов конкретных регионов.

В этих целях предусматривается разработка и регулярное уточнение схемы размещения генерирующих объектов электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на территории Российской Федерации с учетом размещения производительных сил, перспективы социально-экономического развития регионов и ресурсной базы, включая перечень проектов сооружения новых и реконструкции существующих генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии.

На третьем этапе реализации настоящей Стратегии в условиях растущего объема производства электроэнергии планируется обеспечить как минимум не снижающуюся долю возобновляемых источников энергии в этом объеме, что соответствует производству к 2030 году на базе возобновляемых источников энергии не менее 80-100 млрд. кВт х ч в год.

В целом государственная политика в сфере использования возобновляемых источников энергии на период до 2030 года будет предусматривать:

координацию мероприятий в области развития электроэнергетики и возобновляемой энергетики;

рациональное применение мер государственной поддержки развития возобновляемой энергетики, в том числе путем оплаты электрической энергии, произведенной с использованием возобновляемых источников энергии, при ее реализации на оптовом рынке, с учетом надбавок к равновесной цене оптового рынка, а также путем возмещения платы за технологическое присоединение к сетям;

разработку комплекса мер по государственной поддержке промышленности и научных институтов для обеспечения отрасли возобновляемых источников энергии российским оборудованием, комплектующими и передовыми технологиями, в том числе с использованием трансферта технологий и локализации на российских предприятиях производства комплектующих для электростанций, работающих на возобновляемых источниках энергии;

создание благоприятных условий для привлечения внебюджетных инвестиций с целью сооружения новых и реконструкции существующих генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, и использование механизма венчурных фондов для инвестирования в объекты возобновляемой энергетики;

поддержку развития малых предприятий, функционирующих на рынке энергетического сервиса в сфере возобновляемой энергетики;

обеспечение доступности информации о формировании и реализации мероприятий по развитию возобновляемой энергетики;

осуществление технического и технологического контроля и надзора за соблюдением требований безопасности при использовании возобновляемых источников энергии.

Недостаточным в настоящее время является использование местных видов топлива в региональных энергетических балансах. В 2008 году доля торфа в топливно-энергетическом балансе России составила менее 1 процента, доли прочих видов твердого топлива, включая различные отходы, и дров для отопления находились в диапазоне от 3 до 4 процентов.

Одним из наиболее важных и перспективных местных источников топлива является торф. Основными направлениями использования торфа будут удовлетворение коммунально-бытовых потребностей, а также потребностей сельского хозяйства и смежных отраслей. После увеличения объемов добычи торфа и модернизации технологической базы торфяной промышленности станет возможным его эффективное использование на тепловых электростанциях.

Наряду с традиционными направлениями использования в качестве топлива и удобрения торф в силу своих многогранных природных свойств найдет применение также в медицине, нефтяной промышленности, что потребует формирования соответствующей нормативной правовой базы, а также разработки и использования рациональных форм государственной поддержки торфяной промышленности, включая вопросы разработки соответствующих целевых программ, субсидирования процентных ставок по привлеченным организациями торфяной промышленности кредитам для развития производства и др. Это позволит обеспечить внедрение современных высокоэффективных технологий и оборудования для добычи, агломерации и сжигания торфяной продукции для нужд малой и средней энергетики, а также позволит увеличить долю использования торфа в топливно-энергетическом балансе торфодобывающих регионов с сегодняшних незначительных уровней (как правило, не превышающих 1-2 процента) до не менее чем 8-10 процентов.

Государственная политика в сфере использования местных видов топлива на период до 2030 года будет предусматривать:

восстановление и поддержку развития производства местных источников топлива, создание тепловых электростанций и котельных, работающих на этих источниках (торф, отходы лесной и деревообрабатывающей промышленности), в том числе в труднодоступных и удаленных регионах;

создание условий для выработки энергии на базе использования городских бытовых отходов.

Реализация указанной политики наряду с развитием автономной энергетики и использованием местных месторождений углеводородных и угольных ресурсов позволит обеспечить уменьшение в 1,3 - 1,5 раза доли привозных энергоресурсов в региональных топливно-энергетических балансах, составляющей в настоящее время около 45 процентов.

Развитие отраслей топливно-энергетического комплекса, возобновляемых источников энергии, централизованного теплоснабжения, автономной энергетики и энергосбережения потребует крупных инвестиций в размере 2,4 - 2,8 трлн. долларов США в ценах 2007 года.

Основными источниками инвестиций будут собственные средства, прибыли акционерных компаний (российских (в основном) и зарубежных) с привлечением кредитов и средств от дополнительной эмиссии акций. При модернизации существующих и строительстве новых атомных электростанций и гидроэлектростанций, а также в случаях, если в силу региональных особенностей энергокомпании не являются самодостаточными и инвестиционно привлекательными, будут в соответствии с утвержденными программными документами привлекаться государственные средства.

Прогнозная оценка необходимых инвестиций приведена в приложении N 4 к настоящей Стратегии.