Территориально-производственная политика. Стратегия развития отраслей топливно-энергетического комплекса -- Современная Россия

Располагая 2,8% населения и 12,8% территории мира, Россия имеет 12-13% прогнозных ресурсов и около 12% разведанных запасов нефти, 42% ресурсов и 34% запасов природного газа, около 20% разведанных запасов каменного и 32% запасов бурого угля. Суммарная добыча за всю историю использования ресурсов составляет в настоящее время по нефти 17% от прогнозных извлекаемых ресурсов и по газу 5%. Обеспеченность добычи разведанными запасами топлива оценивается по нефти и газу в несколько десятков лет, а по углю - значительно выше. Существующая минерально-сырьевая база урана способна обеспечить его добычу, лишь частично покрывающую потребности атомной промышленности.

Считается, что ресурсы определенного вида топлива в стране хорошо освоены и существенное наращивание добычи маловероятно, если доля извлеченного топлива в прогнозных ресурсах составляет около 25 %. В России к этому рубежу приближается использование нефти, а по газу и углю ресурсные ограничения обусловлены не размерами запасов, а стоимостью их освоения.

Исходя из особой важности ресурсной обеспеченности энергетики необходимо своевременное формирование долгосрочной стратегии подготовки и освоения минерально-сырьевой базы ТЭК России.

В нефтяной промышленности происходит качественное ухудшение сырьевой базы отрасли. Западно-Сибирская и Урало-Поволжская нефтегазоносные провинции будут оставаться главными нефтедобывающими регионами страны, хотя многие крупные месторождения здесь вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Доля трудноизвлекаемых запасов с низкими дебитами скважин (менее 10 т/сутки) составляет 55-60% и продолжает расти. Потенциальная добыча “новых” нефтегазоносных провинций Европейского Севера, Восточной Сибири и Дальнего Востока кратно меньше, чем “старых”, и освоение их будет весьма затратным.

Перспективные уровни добычи нефти в России будут определяться в основном следующими факторами – уровнем мировых цен на топливо, налоговыми условиями и научно-техническими достижениями в разведке и разработке месторождений, а также качеством разведанной сырьевой базы.

Расчеты показывают, что уровни добычи нефти в России могут составить в 2010 г. и 2020 г. соответственно до 335 и 360 млнт. ^*

Основным нефтедобывающим районом России на всю рассматриваемую перспективу останется Западная Сибирь, хотя ее доля к 2020 г. и снизится до 58-55% против 68% в настоящее время. После 2010 г. масштабная добыча нефти начнется в Тимано-Печорской провинции, на шельфе Каспийского и северных морей, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Всего на Восток России к 2020 г. будет приходиться 15-20% нефтедобычи в стране.

В течение всей рассматриваемой перспективы останется актуальной задача повышения коэффициента извлечения нефти и комплексного использования углеводородного сырья.

Для обеспечения внутренней потребности России в качественном моторном топливе, смазочных маслах, спецжидкостях и других нефтепродуктах, а также экспорта нефтепродуктов, Энергетической стратегией предусматривается рост объемов переработки нефти к 2015-2020 гг. до 220-225 млн т/год с одновременным увеличением глубины переработки до 75-80% в 2010 г. и до 85% к 2020 г. Исходя из особой роли нефтеперерабатывающей промышленности в обеспечении обороноспособности страны, Энергетическая стратегия приоритетное внимание уделяет мерам по стимулированию развития отрасли и задачам государства по регулированию ее деятельности. Основное направление развития нефтепереработки – модернизация и коренная реконструкция действующих НПЗ с опережающим строительством мощностей по углублению переработки нефти, повышению качества нефтепродуктов и производству катализаторов.

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

Целевой задачей отрасли является также обеспечение сырьем (прямогонным бензином, бензином для химии, сжиженными нефтяными газами, ароматическими углеводородами, мономерами, сырьем для сажи и др.) нефтехимической промышленности , продукция которой на порядок выше стоимости продукции собственно нефтепереработки.

В газовой промышленности базовые месторождения Западной Сибири, обеспечивающие основную часть текущей добычи, в значительной мере уже выработаны: Медвежье – на 78%, Уренгойское (сеноман) – на 67%, Ямбургское (сеноман) – на 46%. В 2000 г. на месторождениях, вступивших в период падающей добычи, будет получено свыше 85% газа в России.

Основной резервный фонд разведанных месторождений размещен в Западной Сибири. Это уникальные по запасам месторождения п-ва Ямал, Заполярное месторождение, менее крупные и конденсатсодержащие залежи глубокого залегания в Надым-Пур-Тазовском районе. Открыты крупнейшие месторождения на шельфах Баренцева, Охотского и Карского морей. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке разведано свыше 2,7 трлн м ³ запасов газа, из которых разрабатывается лишь 7,4%.

Из неразведанных ресурсов газа 42,3% размещены на шельфах северных морей. Из неразведанных ресурсов суши около 43% приходится на Восточную Сибирь и Дальний Восток, 47% на северные районы Западной Сибири. В Европейской зоне основные приросты прогнозируются в Прикаспии, где газ характеризуется высоким содержанием сероводорода и углекислоты.

Чтобы обеспечить расширенное воспроизводство сырьевой базы отрасли, необходимо развивать опережающими темпами поисковые работы в перспективных нефтегазоносных районах с высокой результативностью работ с целью подготовки фонда структур для глубокого разведочного бурения.

Перспективные уровни добычи газа в России будут в основном определяться теми же факторами, что и нефти , однако большее значение будут иметь внутренние цены на газ . Уровни добычи газа могут составить в 2010 г. и в 2020 г. 655 и 700 млрд м ³ соответственно ^*.

Чтобы иметь надежную сырьевую базу при намеченных темпах отбора разведанных запасов, в перспективе до 2020 г. необходимо обеспечить приросты не менее 3,0 трлн м ³ эффективных запасов в каждое пятилетие (то есть, обеспечивающих цену добычи не выше 34-40 дол./тыс. м ³ , а отпускную – с учетом транспорта – не выше 70 дол./тыс.м ³).

Основным газодобывающим районом страны на всю рассматриваемую перспективу остается Надым-Пур-Тазовский район Западной Сибири, хотя его доля и снизится к 2020 г. примерно до 64-60% против 87% в настоящее время.

Начиная с 2006 г. для компенсации снижения добычи газа необходимо ввести в разработку месторождения в акваториях Обской и Тазовской губ, Штокмановское на шельфе Баренцева моря, а в последний период - месторождения полуострова Ямал. Опережение развития добычи газа на Штокмановском месторождении по отношению к месторождениям Ямала обуславливается меньшими в 1,5 раза удельными затратами. Кроме того, освоение месторождений полуострова Ямал сдерживается нерешенностью экологических проблем.

Другим крупным центром газодобычи во второй половине рассматриваемого периода будет Ковыктинское месторождение в Иркутской области. Динамика добычи газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке будет определяться в значительной степени эффективностью экспорта газа в страны АТР. При высоком спросе на российский газ в странах АТР и льготных налогово-кредитных условиях, добыча в этих районах может увеличиться до 50-55 млрд м ³.

В целом по отрасли добыча газа на действующих месторождениях составит к 2020 г. около 142 млрд м ³ . Свыше 76% добычи свободного газа должны быть освоены на новых месторождениях. Региональное значение имеет программа освоения мелких, низкодебитных месторождений и залежей, особенно в экономически развитых европейских районах.

Особое внимание в Энергетической стратегии уделено комплексному использованию газовых ресурсов Ямало-Ненецкого автономного округа – основной газодобывающей базы России на всю рассматриваемую перспективу.

Дальнейшее развитие получит газоперерабатывающая и газохимическая промышленность . Энергетическая стратегия исходит из того, что к 2020 г. из добываемого газа должны извлекаться все находящиеся в нем ценные компоненты. В частности, на базе комплексной разработки уникальных ресурсов газового конденсата и гелия предстоит создать ряд принципиально новых производств, связанных с их добычей, транспортировкой и использованием.

Важное значение в рассматриваемый период может приобрести транзит природного газа центрально-азиатских государств (в первую очередь Туркмении) и импорт его для газоснабжения южных регионов России.

Продолжится газификация ряда регионов России, в том числе крупных промышленных центров южной части Западной и Восточной Сибири, Дальнего Востока, обусловленная, прежде всего необходимостью решения здесь экологических проблем. Общий прирост сети распределительных газопроводов составит до 75-80 тыс. км за пятилетие, из них более 75% — в сельской местности при массовом применении полиэтиленовых труб, обеспечивающем снижение стоимости и сроков строительства, соответственно, в 1,5-2 и 3 раза. Это позволит к 2021 г. дополнительно газифицировать до 10,5 млн квартир, из них 7,5 млн – в сельской местности.

Важное место в структуре топливоснабжения села и рассредоточенных потребителей останется за сжиженным газом, потребление которого прогнозируется увеличить в 1,2-1,3 раза.

В рассматриваемый период предстоит также создать научно-производственную базу для широкомасштабного подводно-подледного освоения перспективных ресурсов углеводородного сырья на шельфах арктических морей (Карского, Лаптевых, Восточно-Сибирского и др.), включая технологии его добычи, переработки на месте в моторные топлива и транспортировки на внутренние и внешние рынки.

Учитывая важную роль систем трубопроводного транспорта энергоресурсов в энергетическом обеспечении жизнедеятельности общества, государство сохранит за собой контроль за деятельностью в этой сфере и соответствующую собственность в указанных системах – полную в системах магистральных нефтепроводов и частичную – в системе магистральных газопроводов.

Для подачи сырья на нефтеперерабатывающие заводы, на экспорт и обеспечение транзита нефти (в первую очередь – прикаспийских государств) потребуются модернизация и развитие систем трубопроводного транспорта, в том числе и строительство новых магистральных нефтепроводов на Севере и на Юге Европейской части России, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке.

Сложившаяся к настоящему времени производственная структура системы нефтепродуктообеспечения (нефтебазы, сбытовые организации, системы транспортировки) позволяет обеспечить устойчивое снабжение потребителей регионов России в объемах, предусмотренных Энергетической стратегии России. Основным направлением развития этой системы является своевременная модернизация ее производственных мощностей.

Для подачи газа потребителям и обеспечения транзита потребуется существенное развитие Единой системы газоснабжения и строительство газотранспортных систем в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Всего в рассматриваемый период будет необходимо заменить 23 тыс. км линейной части магистральных газопроводов и отводов, провести модернизацию и замену газоперекачивающих агрегатов (ГПА) суммарной мощностью 25 тыс. МВт и построить около 22 тыс. км новых магистральных газопроводов и межсистемных перемычек.

Новые проекты магистральных трубопроводов осуществляются по решению Правительства Российской Федерации, как в рамках единых систем магистральных трубопроводов, так и вне их. В случае сооружения новых магистральных трубопроводов в рамках единых систем, они являются собственностью владельцев единых систем. В случае сооружения новых трубопроводов вне единых систем эти трубопроводы являются собственностью инвесторов и подлежат контролю со стороны государства как элементы инфраструктуры естественных монополий.

Угольная промышленность располагает достаточной сырьевой базой для полного удовлетворения потребностей экономики России в угольном топливе. Однако в современных экономических условиях уголь значительно уступает газу и нефтетопливу по затратным и экологическим показателям его использования потребителями и фактически замыкает топливно-энергетический баланс. Наращивание производственного и экономического потенциала отрасли должно обеспечить снижение риска в энергообеспечении России от возможного невыполнения целевых установок по добыче газа и вводу АЭС. Отрасль должна иметь необходимые резервы по наращиванию объемов добычи угля до 500 млн т/год к 2020 г.

В соответствии с оптимальной структурой топливно-энергетического баланса, принятого в Энергетической стратегии России, востребованные объёмы добычи угля по стране составят до 335 млн т в 2010 г. и до 430 млн в 2020 г. Названные уровни добычи угля в целом обеспечены разведанными запасами, что не исключает необходимости определенных дополнительных геолого-разведочных работ.

Принципиально важно, что в отличие от быстро дорожающих газа и нефти, цены на угль за счет вовлечения в отработку более эффективных его запасов, улучшения хозяйственной организации отрасли и, главное, научно-технического прогресса в добыче, переработке и транспортировке угля, в период 2001-2010 гг. будут изменяться более медленными темпами, а в период 2011-2020 гг. за счет широкомасштабного вовлечения в разработку канско-ачинских углей цена на энергетические угли может быть даже снижена (на 10-15% к уровню 2010 г.). Тенденция относительного удешевления угля сохранится и в последующее десятилетие, что служит важным аргументом для увеличения его роли в топливно-энергетическом балансе страны.

Удовлетворение потребности экономики страны в угольном топливе будет связано с развитием добычи угля в бассейнах федерального значения – Кузнецком и Канско-Ачинском. Межрегиональное значение будут иметь месторождения Восточной Сибири, Печорского, Донецкого и Южно-Якутского бассейнов.

Основным направлением совершенствования технологической структуры угольного производства является увеличение удельного веса открытого способа добычи, с доведением его до 80-85% к 2020 г. Крупные предприятия с единичной мощностью свыше 0,5 млн т, будут обеспечивать около 80% общей добычи угля. Доля добычи угля предприятиями небольшой производственной мощности (менее 0,5 млн т) возрастет с 4% в 2000 г. до 15-20% в 2020 г.

В период 2001-2020 гг. с учетом выбытия из-за отработки запасов и ликвидации убыточных предприятий (до 60 млн т производственных мощностей по добыче угля), потребность в строительстве новых мощностей составит около 200 млн т, из них в Кузнецком бассейне – 75 млн т, в Канско-Ачинском – свыше 70 млн т., на месторождениях Дальнего Востока –20 млн т. Предусмотрено строительство 10 новых шахт и 16 разрезов, из них:

В целях роста конкурентоспособности угля на рынке энергоресурсов важное значение в рассматриваемый период должно приобрести улучшение качества угольной продукции. Для этого предусматривается широкое применение наиболее прогрессивных методов переработки и обогащения углей и переход на международную систему управления качеством ( ISO 9000 ) на предприятиях угольной промышленности.

Атомная промышленность и энергетика рассматриваются в Энергетической стратегии как важнейшая часть энергетики страны, поскольку атомная энергетика потенциально обладает необходимыми качествами для постепенного замещения значительной части традиционной энергетики на ископаемом органическом топливе, а также имеет развитую производственно-строительную базу и достаточные мощности по производству ядерного топлива. При этом основное внимание уделяется обеспечению ядерной безопасности и, прежде всего безопасности АЭС в ходе их эксплуатации. Кроме того, требуется принятие мер по заинтересованности в развитии отрасли общественности, особенно населения, проживающего вблизи АЭС.

Для обеспечения запланированных темпов развития атомной энергетики после 2020 г., сохранения и развития экспортного потенциала уже в настоящее время требуется усиление геологоразведочных работ, направленных на подготовку резервной сырьевой базы природного урана.

Максимальный вариант роста производства электроэнергии на АЭС соответствует как требованиям благоприятного развития экономики, так и прогнозируемой экономически оптимальной структуре производства электроэнергии с учетом географии ее потребления. При этом экономически приоритетной зоной размещения АЭС являются европейские и дальневосточные регионы страны, а также северные районы с дальнепривозным топливом. Меньшие уровни производства энергии на АЭС могут возникнуть при возражениях общественности против указанных масштабов развития АЭС, что потребует соответствующего увеличения добычи угля и мощности угольных электростанций, в том числе в регионах, где АЭС имеют экономический приоритет.

Основные задачи по максимальному варианту – строительство новых АЭС с доведением установленной мощности атомных станций до 32 ГВт в 2010 г. и до 52,6 ГВт в 2020 г. и продление назначенного срока службы действующих энергоблоков до 40-50 лет их эксплуатации с целью максимального высвобождения газа и нефти; экономия средств за счет использования конструктивных и эксплуатационных резервов.

В этом варианте, в частности, намечена достройка в 2000-2010 годы 5 ГВт атомных энергоблоков (двух блоков – на Ростовской АЭС и по одному – на Калининской, Курской и Балаковской станциях) и новое строительство 5,8 ГВт атомных энергоблоков (по одному блоку на Нововоронежской, Белоярской, Калининской, Балаковской, Башкирской и Курской АЭС). В 2011 – 2020 гг. предусмотрено строительство четырех блоков на Ленинградской АЭС, четырех блоков на Северо-Кавказской АЭС, трех блоков Башкирской АЭС, по два блока на Южно-Уральской, Дальневосточной, Приморской, Курской АЭС –2 и Смоленской АЭС – 2, на Архангельской и Хабаровской АТЭЦ и по одному блоку на Нововоронежской, Смоленской и Кольской АЭС – 2.

Одновременно в 2010 – 2020 гг. намечено вывести из эксплуатации 12 энергоблоков первого поколения на Билибинской, Кольской, Курской, Ленинградской и Нововоронежской АЭС.

Основные задачи по минимальному варианту – строительство новых блоков с доведением мощности АЭС до 32 ГВт в 2010 г. и до 35 ГВт в 2020 г. и продление назначенного срока службы действующих энергоблоков на 10 лет.

Энергетической стратегией предусматривается также строительство ряда АЭС относительно небольшой мощности (от 1 до 50 МВт), в том числе и в плавучем исполнении, в качестве автономных источников децентрализованного энергоснабжения, особенно в районах с дальним завозом топлива.

В более отдаленной перспективе для широкомасштабного развития ядерной энергетики неизбежен переход на замкнутый топливный цикл (цикл с химической переработкой облученного ядерного топлива (ОЯТ) и повторным использованием, как регенерата урана, так и нарабатываемых плутония и U- 233). Поэтому “Стратегией развития ядерной энергетики в первой половине XXI века” прогнозируется формирование всех необходимых атрибутов ядерного топливного цикла и прочих элементов структуры для безопасного, экологически приемлемого, энергетически и экономически эффективного функционирования отрасли в условиях нераспространения ядерного оружия.

Гидроресурсы России по экономически эффективному потенциалу сопоставимы с современной выработкой всех электростанций страны. Однако их освоение (за исключением использования малых и микро-ГЭС) требует очень больших сроков и капиталовложений. С учетом этого возможная выработка ГЭС составит 170-177 млрд кВт.ч в 2010 г. и 190-200 млрд кВт.ч в 2020 г. при условии, что цены производства электроэнергии (включая инвестиционную компоненту) на новых ГЭС не превысят 3,5-4 цента / кВт.ч.

Гидроэнергетика будет развиваться в основном в Сибири и на Дальнем Востоке, обеспечивая практически базисный режим работы тепловым электростанциям этих районов. В европейских же районах продолжится сооружение некрупных пиковых ГЭС, преимущественно на Северном Кавказе. В частности, в период до 2010 г. предусматривается завершение сооружения Бурейской ГЭС на Дальнем Востоке, начало ввода мощности строящихся электростанций, крупнейшими из которых являются Богучанская ГЭС в Сибири. Усть-Среднеканская ГЭС на Дальнем Востоке, Ирганайская ГЭС на Северном Кавказе. После 2010 г. предусматривается продолжение экономически оправданного гидроэнергетического строительства с вводом мощности ГЭС по 2-3,6 млн кВт в пятилетку. В соответствии с этим в период 2011 - 2020 гг. должно быть закончено сооружение Богучанской ГЭС в Сибири, Нижне-Бурейской и Вилюйской ГЭС на Дальнем Востоке, а на Северном Кавказе – Зарамагской, Зеленчугских, Черекских ГЭС. Кроме того, необходимо начать сооружение Южно-Якутского гидроэнергетического комплекса и каскада ГЭС на нижней Ангаре с вводом первых агрегатов головных ГЭС до 2020 г.

Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России Энергетической стратегией намечается также ввод в Европейской части страны 2-3 ГАЭС.

Основой электроэнергетики России на всю рассматриваемую перспективу останутся тепловые электростанции , удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли составит к 2010 г. 68%, а к 2020 г. – 67-70% (2000 г. – 69%). Они обеспечат выработку, соответственно, 69% и 67-71% всей электроэнергии в стране (2000 г. – 67%).

Учитывая сложную ситуацию в топливодобывающих отраслях и ожидаемый высокий рост выработки электроэнергии на тепловых электростанциях (почти на 40-80 % к 2020 г.), обеспечение электростанций топливом становится в предстоящий период одной из сложнейших проблем в энергетике.

Суммарная потребность для электростанций России в органическом топливе возрастет с 273 млн т у.т. в 2000 г. до 310-350 млн т у.т. в 2010 г. и до 320-400 млн т у.т. в 2020 г. Относительно не высокий прирост потребности в топливе к 2020 г. по сравнению с выработкой электроэнергии связан с практически полной заменой к этому периоду существующего неэкономичного оборудования на новое высокоэффективное, что требует осуществления практически предельных по возможностям вводов генерирующей мощности . В высоком варианте в период 2011-2015 гг. на замену старого оборудования и для обеспечения прироста потребности предлагается вводить 15 млн кВт в год и в период 2016-2020 гг. до 20 млн кВт в год. Любое отставание по вводам приведет к снижению эффективности использования топлива и соответственно к росту его расхода на электростанциях по сравнению с определенными в Стратегии уровнями.

Потребление газа на электростанциях в ближайшие 3-5 лет останется практически на существующем уровне. В последующий период резкого увеличения его использования в этих целях также не ожидается. В результате во всех вариантах абсолютный расход газа на ТЭС в период до 2020 г. не достигнет уровня 1990 г. В то же время за этот период существенно возрастет использование на ТЭС угля (в 1,5-2,1 раза против уровня 2000 г.).

Необходимость радикального изменения условий топливообеспечения тепловых электростанций в европейских районах страны и ужесточения экологических требований обусловливает существенные изменения структуры мощности ТЭС по типам электростанций и видам используемого топлива в этих районах. Основным направлением должно стать техническое перевооружение и реконструкция существующих, а также сооружение новых тепловых электростанций. При этом приоритет будет отдан парогазовым и экологически чистым угольным электростанциям, конкурентоспособным на большей части территории России и обеспечивающим повышение эффективности производства энергии. Переход от паротурбинных к парогазовым ТЭС на газе, а позже – и на угле обеспечит постепенное повышение КПД установок до 55 %, а в перспективе до 60 % что позволит существенно снизить прирост потребности ТЭС в топливе.

Во вводах мощностей ТЭЦ все более растущую роль будут играть малые высокоэффективные парогазовые и газотурбинные установки, ориентированные на обслуживание тепловых нагрузок малой концентрации, в том числе за счет преобразования крупных районных котельных в мини-ТЭЦ. В процессе их развития возрастет доля независимых производителей электроэнергии (и тепла), повысится конкуренция в этой сфере.

Для надежного обеспечения предусмотренных Энергетической стратегией объемов производства электроэнергии уже с 2002-2003 гг. требуется начать увеличение суммарной установленной мощности электростанций России. При высоком прогнозируемом уровне электропотребления она должна возрасти по сравнению с уровнем 2000 г. на 14 % к 2010 г. и на 54 % к 2020 г. Из-за быстро нарастающего старения оборудования электростанций предусмотрен более интенсивный рост мощности новых генерирующих источников по сравнению с ростом суммарной мощности электростанций.

Суммарное производство электроэнергии при рассматриваемых высоких темпах развития экономики возрастет по сравнению с ожидаемым в 2000 г. уровнем в 1,34 раза к 2010 г. (до 1180 млрд кВт.ч) и в 1,84 раза к 2020 г. (до 1620 млрд кВт.ч). Соответственно, докризисный (1990 г.) уровень производства электроэнергии будет превышен уже в 2010 г., хотя структура производства электроэнергии будет изменяться незначительно. В пониженном варианте производство электроэнергии составит, соответственно, 1055 и 1240 млрд кВт-ч.

Развитие электроэнергетики в рассматриваемый период времени будет исходить из следующих приоритетов территориального размещения генерирующих мощностей в отрасли:

Целевыми задачами отрасли остается обеспечение качества электроэнергии и снижение удельных расходов на ее выработку, а также оптимизация управления работой энергосистем.

Для развития Единой энергосистемы России Энергетической стратегией предусматривается :

Решение этих первоочередных задач позволит значительно повысить пропускную способность связей между энергообъединениями России.

Развитие электрических сетей в предстоящие 20 лет будет связано не только с усилением межсистемных связей ЕЭС России, но и с обеспечением надежности выдачи мощности электростанций и электроснабжения потребителей. Оно потребует значительного объема реконструкции и технического переворужения сетевых объектов, а также нового сетевого строительства. Суммарный ввод электрических связей напряжением 330 кВ и выше в период до 2020 г. составит порядка 25-35 тыс.км.

Целевой задачей отрасли остается также рост эффективности функционирования и повышение инвестиционной привлекательности коммунальной энергетики .

Энергетической стратегией намечается дальнейшее развитие и совершенствование теплоснабжения страны.

Этот сектор является самым большим по объему потребляемых энергоресурсов - более 400 млн т у.т. в год или 44% от общего их потребления в стране. В системах централизованного теплоснабжения производится около 70 % тепла, из них половина производится на ТЭЦ в комбинированном цикле, а остальное количество – в котельных различной мощности, типа и назначения.

В децентрализованных системах, к которым условно отнесены системы мощностью менее 20 Гкал/ч (23,3 МВт), производится около 15% всего тепловой энергии, из них практически все количество тепла производится котельными и лишь незначительная часть (1-3%) производят ТЭЦ малой мощности.

Примерно такое же количество тепловой энергии (около 15%) производится индивидуальными котельными и теплогенераторами, мощность которых не превышает 0,5-1 Гкал/ч (0,58-1,16 МВт). Кроме этого, незначительная часть спроса на тепловую энергию (2-4%) удовлетворяется за счет утилизации сбросного тепла от технологических установок, а доля тепла, получаемого от геотермальных, солнечных и т.п. источников, пренебрежительно мала.

Несмотря на то, что теплоснабжение является самой топливоемкой составляющей энергетического сектора экономики России, оно в отличие от отраслей ТЭК, не имеет единой технической, структурно-инвестиционной, экономической и организационной политики. Прозрачны лишь теплофикационные системы и системы централизованного теплоснабжения в рамках АО-энерго и холдинга РАО “ЕЭС России”. Муниципальные системы теплоснабжения и сфера децентрализованного теплоснабжения по существу предоставлены сами себе.

Не ведется разработка сводного теплового баланса страны. В результате ряд направлений производства и использования тепловой энергии не учитывается и, следовательно, не оценивается энергетически и экономически.

Учитывая громадную социальную значимость теплоснабжения в России и его топливоемкость, повышение эффективности здесь - это не просто способ снижения издержек в промышленности, жилищно-коммунальном и сельском хозяйстве, а мощный рычаг подъема эффективности экономики России в целом.

Суммарный рост теплопотребления в стране в 2020 г. по сравнению с 2000 г. прогнозируется 1,3 1,17 раза (до 2650 млн Гкал) со снижением удельной теплоемкости экономики в 2,1–1,6 раза. При этом доля децентрализованного теплоснабжения вырастет к 2020 г. до 33-35 %.

Основными направлениями совершенствования и развития систем теплоснабжения будут:

Нетрадиционные возобновляемые энергоресурсы (биомасса, солнечная, ветровая, геотермальная энергия и т.д.) потенциально способны с избытком обеспечить внутренний спрос страны. Однако экономически оправданное применение нетрадиционных технологий использования возобновляемых энергоресурсов ещё будет составлять единицы процентов от общего расхода энергоресурсов.

Сводные данные о перспективах развития энергетического сектора России показаны в табл. 4.

Показатели	2000 г.	2005 г.	2010 г.	2015 г.	2020 г.
Производство первичных энергоресурсов – всего – млн т у.т. в том числе:	1417	1430 1500	1455 1575	1500 1660	1525 1740
нефть и конденсат, млнт	323	308 327	305 335	305 345	305 360
природный и попутный газ, млрд.м ³	584	580 600	615 655	640 690	660 700
уголь, млн т	258	270 300	290 335	320 370	340 430
атомная энергия, млрд. кВт.ч	131	155 175	190 205	210 260	235 340
гидроэнергия, млрд. кВт.ч	165	165 170	170 177	180 190	190 200
нетрадиционные возобновляемые энергоресурсы, млн т у.т.	1	3-4	5-7	8-12	12-20
Суммарное производство электроэнергии, млрд. кВт.ч	876	970 1020	1055 1180	1135 1370	1240 1620
Объем переработки нефти, млнт	174	175 185	185 200	190 220	200 225
Суммарное производство теплоэнергии, млн Гкал	2060	2120 2185	2200 2315	2300 2470	2420 2650

*Примечание: в числителе — для пониженного, в знаменателе — для благоприятного варианта развития экономики.

Намечаемые уровни развития и технического перевооружения отраслей энергетического сектора страны невозможны без соответствующего роста производства в отраслях энергетического (атомного, электротехнического, нефтегазового, нефтехимического, горношахтного и др.) машиностроения, металлургии и химической промышленности России, а также строительного комплекса. Их необходимое развитие – задача всей экономической политики государства.

Министерство энергетики
Российской Федерации
"Основные положения
энергетической стратегии России
на пенриод до 2020 года"
2001 г.