Федеральное законодательство - Постановления и распоряжения Правительства РФ
	Основные положения Энергетической стратегии России на период до 2020г.

Экономическое развития секторов ТЭК, основанное на единой экономической модели развития комплекса должно иметь сбалансированный, взаимоувязанный характер и будет происходить в соответствии с общими принципами государственной энергетической политики.

Развитие сырьевой базы ТЭК

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

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

 Текущее состояние минерально-сырьевой базы углеводородного сырья характеризуется снижением темпов прироста разведанных запасов нефти и газа в результате сокращения объемов геологоразведочных работ.

 Наметившаяся в последние годы устойчивая тенденция сокращения текущих запасов углеводородного сырья, сопровождающаяся опережающим истощением наиболее рентабельной их части, ставит вопрос о несоответствии темпов развития сырьевой базы задачам обеспечения в средне - и долгосрочной перспективе энергетической и экономической безопасности страны.

 Продолжает ухудшаться и структура разведанных запасов.

 Из текущих запасов нефти 38,4% приурочены к низкопроницаемым коллекторам, 19,6% находятся в подгазовых зонах нефтегазовых залежей, 13,6% относятся к тяжелым и 10,4% - к высоковязким нефтям. Объем таких (так называемых трудноизвлекаемых) запасов составляет более половины разведанных запасов страны. Структура запасов нефти характеризуется увеличением доли трудноизвлекаемых запасов в балансе запасов. В 80-е годы прошедшего столетия объем трудноизвлекаемых запасов возрос в 1,5 раза, а активных запасов, обеспечивающих порядка 70% текущей добычи, практически не изменился. За следующие 10 лет произошло резкое сокращение объема активных запасов - на 27%, в то время как объем трудноизвлекаемых запасов остался на прежнем уровне.

 Структура запасов газа России, с точки зрения текущей и долгосрочной обеспеченности газодобывающей промышленности, представляется более предпочтительной по сравнению с сырьевой базой нефти, но также имеет ряд специфических проблем. Основная из них - значительная выработанность находящихся в промышленной разработке высокопродуктивных запасов неглубокого залегания.

 В основном газодобывающем регионе страны - севере Западной Сибири, выработано 22% начальных запасов открытых газовых месторождений. Запасы газа базовых месторождений этого региона выработаны на 30-70% и перешли в стадию падающей добычи.

 Государственным балансом учтены запасы 55 месторождений урана. В соответствии со стоимостными категориями МАГАТЭ активные и балансовые запасы этого вида топлива составляют 38%, основная часть запасов - забалансовые.

 Прогнозные ресурсы урана оцениваются в размере около 1 млн. т, однако в основной своей части они представлены низкими ка тегориями достоверности (Р₃ и Р₂) и для более точной оценки требуют проведения значительных по объему и долгосрочных плановых геологоразведочных работ.

 Суммарное производство урана в 2020 году на запасах известных в настоящее время месторождений может составить 6,5-7,0 тыс. т при годовой потребности 10-12 тыс. т. Дефицит между годовым производством природного урана и его общим прогнозируемым расходом будет покрываться складскими запасами урана и рециклом топлива в период до 2040 года с одновременным постепенным переходом на воспроизводство ядерного топлива в быстрых реакторах.

 Балансовые запасы угля промышленных категорий (А+В+С₁) в Российской Федерации по состоянию на 1 января 2002 года составили 198,1 млрд. т, категории С₂ - 78,6 млрд. т.

Прогнозные ресурсы углей Российской Федерации по состоянию на 1999 г. составили 3927,7 млрд. т.

 По типам углей в структуре разведанных запасов Российской Федерации преобладают бурые - 51,2%, на долю каменных углей приходится - 45,4%, антрацитов - 3,4%.

 Запасы коксующихся марок углей составляют 40,0 млрд. т, из них запасы особо ценных марок углей 20,0 млрд. т.

 Балансовые запасы коксующихся углей категории А+В+С₁, вовлеченных в разработку, составляют 6056,9 млн. т.

 Запасы коксующихся углей особо ценных марок сосредоточены, в основном, на глубоких горизонтах (более 300 м), которые требуют дополнительного геологического изучения и значительных капитальных затрат для освоения. Средняя обеспеченность шахт запасами коксующихся углей в настоящем составляет не более 13 лет.

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

 Объем необходимых приростов запасов топливно-энергетических ресурсов прогнозируется исходя из прогнозных объёмов добычи и учитывает состояние обеспеченности ТЭК запасами, а также проблемы, связанные с:

• неравномерным территориальным размещением подготовленных и освоенных промышленностью запасов;
• недостаточной обеспеченностью разведанными запасами "старых" добывающих предприятий;
• истощением поискового задела прошлых лет;
• отсутствием подготовленных резервных районов, способных адекватно повлиять на баланс добычи в связи с нарастающим истощением запасов в освоенных районах.

 Потребные объёмы, территориальное распределение и сроки реализации геологоразведочных работ на углеводородное сырье рассчитаны с учётом естественной динамики геологоразведочного процесса и зависимости эффективности подготовки запасов от степени реализации начальных суммарных ресурсов углеводородов.

 Для осуществления в 2003-2010 гг. подготовки запасов углеводородов в России в объёме 3,4 млрд. т нефти и газового конденсата и 4 трлн.м³ природного газа необходимо выполнить глубокое бурение на нефть и газ в объёме 18,3 млн. м.

 Подготовка запасов и освоения нефтяных и газовых месторождений на шельфе арктических, дальневосточных и южных морей выделяется как одно из наиболее перспективных направлений развития сырьевой базы нефтяной и газовой промышленности России.

 Учитывая распределение прогнозных ресурсов нефти и газа, географо-экономическое положение и достигнутый уровень геолого-геофизической изученности, предполагается ускоренный рост подготовки запасов углеводородов после 2005-2010 гг. в Баренцевом, Карском и Охотском морях, а также в российском секторе Каспийского моря, являющемся сферой особых геополитических интересов страны.

 Увеличение объёмов работ и подготовка запасов нефти и газа в морях России будут возрастать по мере улучшения инвестиционного климата. Доля морей в общем приросте запасов углеводородного сырья в России может достигнуть 10-15% к 2010 г., а далее будет расти.

 Предусматривается проведение в 2002-2010 гг. прогнозно-поисковых работ на уран в Центральных районах, в Зауралье, Западной и Восточной Сибири. На Дальнем Востоке предусматривается оценка урановых объектов с ресурсным потенциалом порядка 130-150 тыс. тонн и подготовка запасов около 30-50 тыс. т.

 В тот же период предусмотрено проведение прогнозно-поисковых работ в Ладожском, Восточно-Саянском и Восточно-Алданском районах с задачей оценки урановых объектов с общим ресурсным потенциалом порядка 200 тыс. тонн.

 Обеспеченность текущей потребности национальной экономики разведанными запасами угля в регионах Российской Федерации различная. Наиболее обеспеченными являются угледобывающие предприятия в Печорском, Горловском, Канско-Ачинском, Минусинском, Иркутском и Южно-Якутском бассейнах.

 Наибольший дефицит в разведанных запасах угля целесообразных к отработке в современных экономических условиях наметился в Восточном Донбассе, Кузнецком бассейне (коксующиеся угли), на Урале и в Дальневосточном регионе.

 Приоритетными направлениями геологического изучения недр в угольной геологии являются:

• составление долгосрочных Программ геологоразведочных работ на коксующиеся и энергетические угли по регионам, увязанных с выбытием производственных мощностей в угольной отрасли;
• переоценка запасов и прогнозных ресурсов углей на основе целесообразности их отработки в современных экономических условиях;
• выработка критериев и подготовка государственных стандартов на конечную продукцию угледобывающих предприятий;
• составление баланса запасов и прогнозных ресурсов углей;
• выработка критериев для составления программ развития угольной отрасли в современных экономических условиях.

Нефтяная промышленность

 Исходя из прогнозного топливно-энергетического баланса России необходимо обеспечить добычу нефти при благоприятных условиях развития экономики в 2010 г. в объеме 510 млн.т и в 2020 г - около 450 млн.т. При пониженном варианте и неблагоприятных условиях добыча нефти может составить соответственно около 410 и 320 млн.т. Такая динамика добычи определяется прогнозируемой экономической структурой запасов и их региональным размещением, спросом на российскую нефть с учетом ее конкурентоспособности, а также учетом интересов последующих поколений россиян.

 В то же время стабилизация работы самой нефтяной промышленности требует более плавного и постепенного наращивания добычи без последующего спада, с созданием на возможно длительный срок достигнутого уровня добычи. Конкретные объемы добычи нефти будут уточняться в зависимости от экономического спроса на ТЭР, конъюнктуры мирового рынка нефти, инвестиционных ресурсов и организационно-технологических условий деятельности самих нефтяных компаний.

 Добыча нефти будет осуществляться и развиваться как в традиционных нефтедобывающих районах таких как Западная Сибирь, Поволжье, Северный Кавказ, так и нефтегазовых провинциях Европейского Севера (Тимано-Печерский регион), Восточный Сибири и Дальнего Востока.

 Стратегические цели развития нефтяной промышленности:

• обеспечение сохранения и расширенного воспроизводства ресурсной базы нефтяного сырья;
• обеспечение потребностей страны в нефтяном сырье;
• рациональное использование разведанных запасов нефти;
• расширение экспорта нефти в период до 2010 г. с последующей его стабилизацией, некоторым снижением, ликвидация технологических и иных ограничений в отношении нефтяного экспорта, поддержка развития инфраструктуры по транспорту нефти и газа;
• расширение присутствия российских нефтяных компаний на зарубежных рынках, обеспечивающего приток капитала в страну.

 Перспективными направлениями государственной Энергетической стратегии в нефтяной отрасли будут:

• создание условий для сохранения высокой степени конкуренции, и как следствие для поддержания эффективности нефтяной отрасли за счет обеспечения равных и прозрачных условий хозяйствования для всех участников нефтяного рынка;
• содействие всеми имеющимися в распоряжении государства политическими и экономическими инструментами расширению участия российских нефтегазовых компаний на мировых товарных рынках, в нефтедобывающей промышленности других стран;
• поддержка в освоении российскими нефтегазовыми компаниями зарубежных проектов, выгодных для Российского государства;
• поощрение кооперирования компаний в освоении новых нефтегазоносных провинций на территории России и за ее пределами;
• использование долгосрочных механизмов государственного регулирования, направленных на улучшение инвестиционного климата в нефтяной отрасли;
• создание транспортных технологий, обеспечивающих сохранение качества добываемой нефти при поставках на внешний и внутренний рынок;
• стимулирование открытой торговли и конкуренции на внутреннем рынке нефти и создание с этой целью рынков биржевой торговли нефтью и нефтепродуктами, в том числе фьючерсных рынков;
• своевременное формирование транспортных систем в новых регионах добычи нефти и газа;
• приоритетное развитие инфраструктурных комплексов, обеспечивающих экспортные поставки нефти, в том числе на новых перспективных направлениях;
• поддержка развития малых и средних независимых нефтедобывающих компаний и обеспечение закрепленного в действующем законодательстве равнодолевого доступа к нефтетранспортной инфраструктуре.

 Повышение эффективности нефтедобычи будет основываться на научно-техническом прогрессе в отрасли, совершенствовании методов бурения, воздействие на пласт, увеличение глубины извлечения запасов и внедрение других прогрессивных технологий добычи нефти.

 Стабильное обеспечение страны продуктами переработки нефти потребует увеличения объемов ее переработки до 200-210 млн.т в 2010 году и до 210-235 млн. тонн в 2020 году. Необходимо обеспечить производство до 130 млн. тонн светлых нефтепродуктов (автомобильный бензин, дизельное топливо, авиакеросин) в объеме около 110 млн. т в 2010 году и до 130 млн. т в 2020 году.

 Приоритетным направлением Энергетической стратегии является модернизация и коренная реконструкция нефтеперерабатывающей промышленности с углублением нефтепереработки до 75% в 2010 году и до 80% в 2020 году при значительном повышении качества нефтепродуктов. Это одно из важнейших условий выведения отрасли на современный технический уровень, который обеспечит потребности России качественными моторными топливами, смазочными маслами, спецжидкостями, сырьем для нефтехимии и другими нефтепродуктами, а также экспорта нефтепродуктов, соответствующих мировым стандартам их качества. Это позволит увеличить объем экспорта моторных топлив на 15-25%.

 Задачи по реконструкции и модернизации НПЗ должны реализоваться за счет опережающего строительства и модернизации таких технологических комплексов по углублению переработки нефти и повышению качества продукции как каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование остатков, висбрекинг, производство битума и др., внедрения современных технологий по каталитическому риформированию бензинов, гидроочистке дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей, изомеризации, алкилированию, гидродепарафинизации и деароматизации, получению кислородсодержащих высокооктановых добавок. Планируется ликвидировать отставание в производстве современных моторных масел, для чего предусматривается развивать производство высокоиндексных базовых масел, эффективных присадок и их пакетов к маслам различного назначения.

 Коренная реконструкция предприятий нефтепереработки обеспечит существенное улучшение экологической обстановки и приведет к снижению выбросов вредных веществ, а также к снижению энергетических и материальных затрат в процессах производства продукции.

 При полном прекращении производства дизельного топлива с содержанием серы выше 0,2% и росте потребления малосернистого дизельного топлива в России уже в 2005 году на 9 млн. тонн суммарные выбросы в атмосферу оксидов серы от использования моторного топлива снизятся более чем в два раза.

 Внедрение крупнотоннажных современных процессов обеспечит снижение уровня безвозвратных потерь на 2-4 млн. тонн, что будет способствовать оздоровлению экологической обстановки в регионах расположения нефтеперерабатывающих предприятий (Центр, Поволжье, Татарстан, Башкортостан).

 За счет использования высокоактивных и селективных катализаторов, современного оборудования, лучшей организации факельного хозяйства будет существенно снижена энергоемкость процессов нефтепереработки.

Газовая промышленность

 Исходя из прогнозируемых объемов внутреннего спроса на газ с учетом развития и перспективной экономической конкурентности альтернативных энергоносителей, а также оценок экспорта газа, объемы его добычи должны составить в зависимости от темпов экономического развития страны в 2010 году от 615 до почти 655 млрд.куб.м и в 2020 году соответственно 660-700 млрд.куб.м.

 Основным газодобывающим районом страны на рассматриваемую перспективу остается Ямало-Ненецкий автономный округ, где сосредоточено 72% от всех запасов России, в частности, Надым-Пур-Тазовский район (Западная Сибирь). Однако выработка запасов базовых месторождений, обеспечивающих почти 60% добычи газа составляет от 46 до 78% и неуклонно снижается. В период до 2007 г. компенсация падения добычи газа будет обеспечиваться, в основном, за счет освоения новых месторождений этого района, и подготовленных к освоению горизонтов и площадей действующих месторождений. Начиная с 2007г., стратегическим приоритетным регионом для обеспечения необходимых объемов добычи газа на долгосрочную перспективу станет полуостров Ямал, а также акватории северных морей России.

 Освоение месторождений полуострова Ямал и прилегающих акваторий требует значительных объемов инвестиций в связи с удаленностью от имеющихся промышленно-транспортных структур, необходимостью решения ряда сложнейших задач в области сооружения скважин и газопромысловых объектов в зоне вечномерзлых грунтов, внедрение новых технологических решений и технологий, обеспечивающих сохранение окружающей среды в объективно сложных условиях Заполярья, что значительно увеличит цену добычи газа из новых месторождений.

 Особое внимание будет уделено поддержке развития восточных газодобывающих районов (Ковыктинское месторождение в Иркутской - области, месторождения Республики Саха-Якутия, Сахалина) и формированию рынка сбыта газа как в контексте экономического развития регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока, так и в логике выстраивания стратегии экономических взаимоотношений с государствами Азиатско-тихоокеанского региона.

 Необходимость освоения новых сложных месторождений газа, формирования соответствующей инфраструктуры и ухудшения геологических условий добычи разрабатываемых месторождений, рост дальности транспорта будет негативно сказываться на экономике его добычи и транспорта.

 Из общего количества запасов разрабатываемых месторождений более 11 трлн.м³ находятся на нижележащих горизонтах. Кроме того, только по базовым месторождениям Надым-Пуртазовского региона на завершающей стадии разработки в продуктивных пластах останется до 15% от суммарных запасов низконапорного газа, для извлечения и утилизации которого требуется создание новых технологий и разработка соответствующих мер по его эффективному использованию. Из 13,1 трлн.м³ неразрабатываемых запасов газа лишь 2,7 трлн.м³ приходится на стадию освоения, остальные запасы в основном рассредоточены по небольшим месторождениям-спутникам и глубокозалегающим горизонтам. Для вовлечения их в разработку потребуется существенное перевооружение отрасли с привлечением значительных инвестиций.

 Все это потребует резкого роста инвестиционных затрат и увеличения эксплуатационных издержек по добычи транспорту газа, что вызовет объективно необходимый рост цен на газ.

 С учетом этого и в целях обеспечения указанных выше объемов добычи газа при одновременном повышении эффективности функционирования газовой промышленности необходимо осуществление в этой сфере соответствующей государственной ценовой политики.

 Долгосрочная государственная политика в газовом секторе должна быть направлена на создание условий, обеспечивающих достаточную финансовую базу для развития газовой отрасли в процессе ее реформирования с учетом оптимизации топливно-энергетического баланса страны и должна предусматривать:

• поэтапное изменение цен на газ на внутрироссийском рынке в текущем пятилетии с тем, чтобы обеспечить возмещение экономически обоснованных затрат и обоснованной нормы прибыли на капитал, учитывающей средства на развитие производства;
• совершенствование системы недропользования, а также налогообложения в целях создания условий и стимулов для наращивания добычи, разработки новых газовых месторождений, небольших и средних месторождений в том числе с более низкими продуктивными характеристиками, эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки, трудноизвлекаемыми и глубокозалегающими запасами газа;
• формирование баланса газа структурировано по газодобывающим компаниям с выделением отдельной строкой попутного газа и постепенным снижением доли газа во внутреннем потреблении первичных энергоресурсов с более чем 50%, в зависимости от выбранного сценария социально-экономического развития России, до 44-46,9% в 2020 году;
• реформирование газовой отрасли с целью повышения экономических результатов ее деятельности, рационализации использования ресурсов при сохранении производственного комплекса единой системы газоснабжения, достаточного уровня концентрации производства и капитала, совершенствование организационной структуры и создание условий развития рынка газа, ликвидации препятствий для развития рыночных институтов в системе внутрироссийской торговли газом;
• разделение естественно монопольной и конкурентной сфер деятельности;
• развитие инфраструктуры и конкурентной среды внутреннего рынка газа, переход на реализацию газа по рыночным ценам;
• поддержка формирования и развития независимых производителей газа;
• совершенствование условий недискриминационного доступа независимых производителей газа к системам трубопроводного транспорта газа, включая приоритетный доступ переработанного и подготовленного к транспортировке попутного газа, определение паритетных принципов участия независимых производителей в развитии действующих газотранспортных систем и строительства новых газопроводов;
• максимизацию выгод национальной экономики от экспорта газа на либерализованные газовые рынки и минимизацию потерь экспортной выручки путем сохранения единого канала экспорта российского газа с одновременным созданием механизмов, обеспечивающих получение всеми производителями справедливой доли прибыли от экспорта газа, и страхования рисков перехода к спотовой торговле газом в Европе.

 Наиболее сложным вопросом в реализации указанной государственной политики является проблема формирования цен на газ, необходимое повышение которых оказывает влияние на макроэкономические параметры страны и конкурентоспособность отечественных товаропроизводителей.

 Динамика изменения цен на газ должна исходить из объективных потребностей развития газовой промышленности, одновременно учитывать макроэкономические условия и компромисс между адаптационными возможностями предприятий-потребителей газа и необходимостью оказания на них конкурентного давления в целях роста энергоэффективности.

 Повышение цен (тарифов) на газ необходимо осуществлять поэтапно, при этом в качестве регулятора необходимого уровня их роста могут использоваться механизмы налоговой политики.

 Параллельно с совершенствованием уровня регулируемых государством цен (тарифов) необходимо осуществлять постепенный переход от административных принципов ценообразования к рыночным методам путем расширения нерегулируемого сегмента газового рынка, на котором цены формируются под воздействием спроса и предложения.

 В 2003 году, в соответствии с концепцией развития рынка газа, предполагается создание газовой биржи, на которой ОАО «Газпром» и независимые организации - производители газа будут реализовывать газ по свободным ценам. Этот опыт будет использоваться для построения полноценного конкурентного рынка газа в Российской Федерации.

 В использовании газа, исходя из социальных и экономических критериев, приоритетными являются коммунально-бытовые потребности (отопление, горячее водоснабжение, пищеприготовление) с соответствующим развитием их газификации, госнужды (оборона, резервы и др.), газоперерабатывающее и газохимическое производство, обеспечение поставок газа по долгосрочным контрактам на экспорт.

 Важным направлением государственной энергетической политики станет поддержка переориентации использования газа с топливных на сырьевые цели, что обеспечит рост производств с более высокой добавленной стоимостью. Будут приниматься меры специальной поддержки инвестиций в развитие газоперерабатывающих и газохимических производств. Техническое перевооружение и реконструкция действующих газоперерабатывающих заводов будут направлены на повышение извлечения ценных компонентов из газа, рост экономической эффективности и экологической безопасности предприятий. В целом объем переработки газа увеличится более чем в 2 раза. В результате проводимой политики углубления переработки углеводородных ресурсов намечается рост производства моторного топлива, получение полиэтилена и при благоприятной конъюнктуре внешнего рынка - метанола.

 В то же время доля газа используемого в электроэнергетике должна снижаться, а объемы его потребления в этой отрасли практически стабилизируются с некоторым возможным увеличением поставок газа на ТЭС в экологически напряженных городах и на новые технологические установки (ПГУ, ГТУ и др.).

 Реализация указанных направлений структурного совершенствования использования газа потребует формирования соответствующих государственных нормативно-правовых механизмов.

 Экспорт газа за рассматриваемый период прогнозируется увеличить на 20-30% и наряду с традиционными направлениями этого экспорта в Европу прогнозируются поставки газа в страны АТР.

 В газовой промышленности с целью повышения эффективности ее функционирования предусматривается осуществление крупных мер научно-технического прогресса, связанных с использованием прогрессивных технологий бурения, добычи, переработки газа, совершенствованием газотранспортной системы, повышением энергоэффективности транспорта газа, размеров и систем аккумулирования его запасов и др.

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

Угольная промышленность

 В соответствии с оптимизированным перспективным топливно-энергетическим балансом и с учетом приоритетных темпов роста потребления и развития угольной промышленности, основанных на экономической перспективности угольного топлива, добыча угля в России прогнозируется в 2010 г. на уровне 310-340 млн. т и в 2020 г. - около 365-450 млн. т в зависимости от темпов развития экономики страны и реальной добычи и производства альтернативных энергоносителей.

 Основными направлениями использования уже будут являться электроэнергетика (до 70%), жилкомбыт, а в части коксующих углей - металлургия.

 Основными районами добычи угля будет Кузнецкий и Канско-Ачинсий угольные бассейны. Межрегиональное значение будет иметь добыча угля на месторождениях Восточной Сибири, Бурятии, Печоры, Восточного Донбасса, Дальнего Востока и Якутии.

 Угольная промышленность располагает достаточным объемом геологических запасов угля и базового производственного потенциала для решения задач, поставленных Энергетической стратегией.

 В последнее десятилетие проведены реструктуризация и приватизация угольной промышленности. В результате добыча угля начала увеличиваться. В настоящее время производительность труда в отрасли выросла в 1,6 раза, более чем в 2 раза увеличилась нагрузка на очистной забой, сокращены отвлечения финансовых ресурсов на непроизводственные цели. В 1999-2001 гг. в отрасли появилась тенденция инвестиционного и производственного роста.

 Однако в ходе реформы проблемы развития отрасли до конца еще не решены. Степень износа основных фондов продолжает оставаться высокой- 75% (в отдельных случаях - 90%), низкая инвестиционная активность, продолжающаяся разработка неэффективных месторождений с высокой долей добычи низкокалорийных и высокозольных углей; высокая себестоимость продукции; отсутствие должного внимания к вопросам охраны окружающей среды и безопасности труда.

 Для реализации потенциала отрасли в ближайшие годы необходимо создать условия, которые позволят решить накопившиеся проблемы и обеспечить развития отрасли по следующим основным направлениям.

• осуществить переоценку сырьевой базы действующих пред­приятий и резервных участков с целью выделения их экономически эффективной части для разработки в условиях рыночной экономики;
• обеспечить расширение разработки месторождений с благоприятными горно-геологическими условиями. Разработка таких месторождений в совокупности с основанной на прогрессивных технологиях системой обогащения углей вблизи месторождений может способствовать не только снижению себестоимости продукции, но и обеспечению более высокого уровня безопасности труда, а также уменьшению вредного воздействия угледобычи на окружающую среду;
• осуществить поэтапный выход на экономически оправданный уровень соотношения цен на уголь и газ, в том числе и путем антимонопольных мер по предотвращению необоснованного роста цен на уголь;
• осуществить комплекс организационных и экономических мер по увеличению использования угля в электроэнергетике путем непосредственного замещения природного газа углем на газо-угольных ТЭС, а также за счет оптимизации загрузки ТЭС при соответствующем увеличении выработки электроэнергии на угольном топливе;
• реализовать меры по повышению качества угольной продукции за счет увеличения объемов обогащения угля с 37 до 50%, производства качественного угля для бытовых нужд, установления государственных стандартов по видам потребления углей, организации сертификации продук­ции, внедрения на предприятиях Международной системы обеспечения качества ИСО-9000, контроля и мониторинга состояния качества добываемых и отгружаемых углей.
• способствовать присутствию России на мировом угольном рынке путем строительства и расширения морских угольных терминалов и портовой инфраструктуры, наращивания перевозочных мощностей железнодорожного транспорта;
• укрепить производственную базу экспортно-ориентированных предприятий в рамках проводимой реструктуризации угольной отрасли.
• завершить до 2005 г. реструктуризацию угольной промышленноти;
• стабилизировать финансовое положение организаций угольной отрасли и повысить их инвестиционную привлекательность путем осуществления комплекса мер экономической поддержки угольной промышленности;
• оптимизировать ставку налога на добавленную стоимость (НДС) импортного технологического оборудования, аналоги которого не изготавливаются в России.
• создать условия для повышения территориальной мобильности рабочей силы путем обеспечения пропорционального развития рынка жилья и рынка труда в угледобывающих регионах;
• разработать и реализовать программу развития кадрового потенциала организаций;
• обеспечить приоритет требований охраны труда в инвес­тиционной политике при разработке и внедрении новой техники, технологических процессов, средств индивидуальной защиты и приборов контроля;
• сохранить финансирование первоочередных мер по безопасности за счет средств федерального бюджета до завершения мероприятий по приватизации угольной отрасли.
• повышение экономической эффективности функционирования угольной промышленности будет в большей мере базироваться на научно-техническом совершенствовании добычи и переработки угля, в том числе расширение механизации добычи, использовании современного оборудования, развитии открытой добычи с ростом ее доли до 70-75%, совершенствования вскрышных работ.

Электроэнергетика

 Исходя из прогнозируемых объемов спроса на электроэнергию при высоких темпах развития экономики, суммарное производство электроэнергии должно возрасти по сравнению с 2000 г. в 1,21 раза к 2010 г. (до 1065 млрд. кВт.ч) и в 1,56 раза к 2020 г. (до 1375 млрд. кВт.ч). При пониженных темпах развития экономики производство электроэнергии составит, соответственно, 995 и 1175 млрд. кВт.ч.

 Обеспечение этих уровней электропотребления будет связано со значительными трудностями из-за ряда проблем, которые носят системный характер: старение основного энергетического оборудования, ограничения по межсистемным перетокам недостаток инвестиций, нерациональная структура топливного баланса, отсутствие отечественных современных высокоэкономичных образцов энергетического оборудования и др.

 Наличие в энергосистемах изношенного, выработавшего свой ресурс оборудования, доля которого уже превысила 15% всех мощностей, и отсутствие возможности его восстановления вводит электроэнергетику в зону повышенного риска, технологических отказов, аварий и, как следствие, ненадежного электроснабжения.

 Развитие сетевого хозяйства, обновление мощности и обеспечение прироста потребности в генерирующей мощности требует кратного роста инвестиций в отрасли.

 Для развития единой национальной электрической сети как основного элемента Единой энергосистемы России и укрепления единства экономического пространства страны предусматривается:

• сооружение ЛЭП в объеме, обеспечивающем устойчивое и надежное функционирование ЕЭС России и устранение технических ограничений, сдерживающих развитие конкурентного рынка электрической энергии и мощности;
• создание электрической связи между восточной и евро­пейской частями ЕЭС России;
• усиление межсистемных связей транзита между ОЭС европейской части страны;
• развитие электрической связи между ОЭС Сибири и ОЭС Востока.

 Основу системообразующих сетей ЕЭС России в период до 2020 г. по-прежнему будут составлять линии электропередачи 500 - 750 кВ. Суммарный ввод ЛЭП напряжением 330 кВ и выше в период до 2020 г. должен составить порядка 25-35 тыс. км. В связи с высокой народнохозяйственной эффективностью ЕЭС России независимо от структурных преобразований в электроэнергетике должна быть сохранена и обеспечена вертикаль диспетчерско-технологического управления.

 Для обеспечения прогнозируемых уровней электро- и теплопотребления при благоприятном сценарии вводы генерирующих мощностей на электростанциях России (с учетом замены и модернизации) на период 2001-2020 гг. оцениваются величиной порядка 150 млн. кВт, в том числе на ГЭС и ГАЭС - 11 млн. кВт, на АЭС - 28 млн. кВт, на ТЭС - 111 млн. кВт (из них ПГУ и ГТУ - 32 млн. кВт). Требуется также обновление и развитие электросетевого хозяйства.

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

• в Европейской части России - техническое перевооружение ТЭС на газе с замещением паросиловых турбин на парогазовые, максимальное развитие АЭС и строительство новых угольных ТЭС в районе Урала;
• в Сибири - развитие ТЭС на угле и гидроэлектростанций;
• на Дальнем Востоке - развитие ГЭС, угольных ТЭС и в отдельных рай­онах - АЭС, АТЭЦ.

 Для формирования необходимых инвестиций в электроэнергетике требуется и структурное совершенствование электроэнергетики, и соответствующая государственная тарифная политика.

 В соответствии с принятыми Правительством Российской Федерации Основными направлениями реформирования электроэнергетики предусматривается осуществление реформы в отрасли в течение трех последовательных и взаимосогласованных этапов.

 В ходе первого этапа (2001-2004 гг.) должны быть решены следующие задачи:

• подготовка и принятие пакета нормативной правовой базы;
• реформирование организаций электроэнергетики;
• отработка механизмов функционирования конкурентного рынка электроэнергии с созданием соответствующей инфраструктуры.

 Программой реформирования предусмотрено, что в результате первого этапа будут созданы условия для функционирования рынка электроэнергии, достигнута финансовая прозрачность организаций отрасли.

 Второй этап (до 2006 гг.) явится периодом становления оптового и розничного рынков электроэнергии на территории Европейской, Уральской и Сибирской энергозон. Завершится формирование конкурентного оптового рынка электроэнергии, будет прекращено регулирование цен на электрическую энергию и сохранено регулирование тарифов на передачу и системные услуги.

Основным содержанием третьего этапа (2006-2009 гг.) станет обеспечение притока инвестиций в конкурентные сектора электроэнергетики.

 Осуществление крупномасштабного развития электроэнергетики потребует, для решения соответствующих задач, сбалансированного увеличения цен (тарифов) на электроэнегию.

 Стратегическими целями развития электроэнергетики в рассматриваемой перспективе должны стать:

• надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией в соответствии с принятыми стандартами по надежности электроснабжения и качеству электроэнергии (поддержание необходимой частоты и уровней напряжения, бесперебойность и т.д.);
• сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы страны, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;
• повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий.

 Основой электроэнергетики на всю рассматриваемую перспективу останутся тепловые электростанции, удельный вес которых в структуре установленной мощности отрасли сохранится на уровне 60-70%. Выработка электроэнергии на тепловых электростанциях к 2020 г., как намечается, возрастет на 1,3-1,5 раз по сравнению с 2000 г.

 Необходимость радикального изменения условий топливообеспечения тепловых электростанций в европейских районах страны и ужесточение экологических требований требуют скорейшего внедрения достижений НТП и новых технологий в электроэнергетике.

 Для электростанций, работающих на газе, такими технологиями являются: парогазовый цикл, газотурбинные надстройки паросиловых блоков и газовые турбины с утилизацией тепла; на электростанциях, работающих на твердом топливе, - экологически чистые технологии сжигания угля в циркулирующем кипящем слое, а позже - газификация угля с использованием генераторного газа в парогазовых установках.

 Переход от паротурбинных к парогазовым ТЭС на газе обеспечит повышение КПД установок до 50%, а в перспективе до 60% и более. Вторым направлением повышения тепловой экономичности является строительство новых угольных блоков на сверхкритические параметры пара с КПД 45-46%. Это позволит существенно снизить прирост потребности ТЭС в топливе.

 Гидроресурсы России по экономически эффективному потенциалу сопоставимы с современной выработкой всех электростанций страны. Учитывая напряженный баланс органического топлива и ожидаемый значительный рост цен на него необходимо максимальное развитие гидроэнергетики. С учетом этого возможная выработка ГЭС составит 174-181 млрд. кВт.ч в 2010 г. и 191-213 млрд. кВт.ч в 2020 г.

 Гидроэнергетика будет развиваться в основном в Сибири и на Дальнем Востоке, обеспечивая практически базисный режим работы тепло­вым электростанциям этих районов. В европейских районах продолжится со­оружение некрупных пиковых ГЭС, преимущественно на Северном Кавказе.

 Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России и покрытия неравномерного графика потребления электроэнергии в условиях увеличения доли базисных АЭС в Европейской части страны необходимо продолжить сооружение ГАЭС.

 В ходе реформирования электроэнергетики необходимо формирование самостоятельных крупных гидрогенерирующих компаний с государственным контролем и образование гидрогенерирующими компаниями целевых инвестиционных фондов для реконструкции, расширения и нового строительства гидроэнергетических объектов за счет разницы цены электроэнергии на конкурентном рынке и издержек ГЭС на ее производство.

Атомная энергетика и ядерно-топливный цикл

 Увеличение потребности экономики страны в электроэнергии будет в значительной степени покрываться за счет роста выработки электроэнергии атомными электростанциями, которая должна возрасти со 131 млрд. кВт.ч в 201 году до 208-212 млрд. кВт.ч в 2010 году и до 290-330 млрд.кВт.ч в 2020 году. Это обусловлено, экономической и структурной оптимизацией топливно-энергетического баланса страны.

 Основные направления развития атомной энергетики определены одобренными Правительством Российской Федерации Стратегией развития атомной энергетики в первой половине XXI века и Подпрограммой «Безопасность и развитие атомной энергетики Российской Федерации на 2002-2005 годы и на перспективу до 2010 года» Федеральной целевой программы «Энергоэффективная экономика». Главными направлениями развития атомной энергетики являются повышение их конкурентоспособности, снижение уровня удельных инвестиций при обеспечении соответствия уровня безопасности современным нормам и правилам. В рассматриваемой перспективе атомные электростанции являются государственной собственностью.

 Суммарные запасы природного и накопленные резервы регенерированного урана обеспечивают топливо для атомной энергетики на предусматриваемые параметры развития без ограничения и на отдаленную перспективу.

 Повышение эксплуатационной безопасности современной атомной энергетики предусматривает модернизацию, продление срока эксплуатации действующих блоков с последующим их замещением новыми блоками.

 Кроме сложившейся структурной роли атомной энергетики в энергопроизводстве отличительными особенностями отрасли являются:

• единый комплекс «топливно-сырьевые ресурсы - производство энергии - обращение с отходами»;
• отраслевая инвестиционная политика и реализуемые целевые программы, обеспечивают устойчивость, обновление и повышение эффективности существующего потенциала и развитие ядерно-топливной базы, атомно-энергетического производства и мощностей по переработке и захоронению радиоактивных отходов;
• готовность к реализации высокотехнологичных и экономически эффективных проектов энергетических комплексов, связанных с необходимостью оптимизации и повышения эффективности системы энергообеспечения и эксплуатации АЭС с максимальным коэффициентом использования мощности до 83%;
• технологическая готовность к освоению рынка тепловой энергии с замещением низкоэкономичного теплопроизводства для социальной сферы;
• наличие современного отечественного энергомашиностроительного производства и адаптируемость проектов АЭС к применению зарубежных или совместных технологий в условиях перспективной интеграции России в международное экономическое пространство и развитие экспортного потенциала ядерных технологий.

 Обеспечение конкурентоспособности действующих АЭС потребует решения следующих первоочередных задач:

• эффективной эксплуатации действующих энергоблоков, в том числе поддержания коэффициента использования установленной мощности до уровня 75-82%;
• снижения удельных расходов на производство электроэнергии, в том числе снижения штатного коэффициента АЭС;
• продления эксплуатации энергоблоков сверх проектного срока службы.

 Важной составляющей государственной стратегии развития атомной промышленности и энергетики является увеличение экспортного потенциала ядерных технологий России, обеспечивающее:

• развитие экспорта АЭС и ядерного топлива;
• сооружение референтных блоков нового поколения и наращивание на этой основе экспорта АЭС.

Теплоснабжение

 Рост теплопотребления в стране прогнозируется по сравнению с 2000 г. в 2010 году на 7-12% и в 2020 году на 15-28%. Такой относительно ограниченный рост потребления тепла обусловлены тем, что в этом секторе наиболее высокий потенциал энергосбережения.

 Теплоснабжение - самый топливоемкий сектор экономики страны, в котором потребляется почти 45% общего энергопотребления. Несмотря на это, теплоснабжение в отличие от других 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».

 В настоящее время около 70% всего тепла производится централизованными источниками (в том числе 30% на ТЭС) и остальное - децентрализованными и индивидуальными источниками. В перспективе развитие рыночных отношений и изменение структуры собственности повлияют и на структуру производства тепла в направлении развития потребителями тепла собственных источников его производства.

 Для решения проблем и развития теплоснабжения необходимо:

• создать систему управления теплоснабжением. Работа системы должна стать самоуправляемой. Для регионов и каждого муниципального образования необходимо определить организационный и экономический механизмы, обеспечивающие самостоятельное надежное функционирование теплоснабжения без вмешательства Центра;
• обновить и расширить нормативную базу теплоснабжения;
• провести ревизию и разработать генеральные планы теплоснабжения городов и населенных пунктов с учетом оптимальной степени централизации систем теплоснабжения;
• организовать мониторинг теплоснабжения в стране;
• организовать процесс повышения энергоэффективности и технической модернизации отрасли, как за счет повышения мотиваций к снижению издержек, так и за счет привлечения инвестиций (как на возвратной основе для реализации быстроокупаемых проектов, так и на долговременной основе путем создания новой частной собственности).

 Общие вопросы взаимодействия сторон по развитию теплоснабжения в стране, а именно: государственное управление и регулирование, региональное управление, управление на уровне муниципальных образований, взаимоотношения с естественными монополиями, порядок отчуждения земли под объекты систем теплоснабжения, типы договоров теплоснабжения, экономические взаимоотношения, строительство новых источников, теплопотребление, стимулирование и контроль энергоэффективности, система обучения и контроля за уровнем знаний руководящих кадров, банкротство, ответственность за нарушение закона должны найти отражение в действующих и разрабатываемых законах.

Возобновляемые источники энергии и местные виды топлива

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

 К возобновляемым источникам энергии (ВИЭ) относятся: солнечная ветровая, гидравлическая, геотермальная энергия, биомасса, «шахтный газ» и низкопотенциальная тепловая энергия разных сред.

 Неистощаемость и экологическая чистота этих ресурсов обусловили интенсивное их использование.

 Необходимость развития возобновляемой энергетики определяется ее ролью в решении следующих проблем:

• обеспечение устойчивого тепло- и электроснабжения населения и производства в зонах децентрализованного энергоснабжения, в первую очередь в районах Крайнего Севера и приравненных к ним территориях. Объем завоза топлива в эти районы составляет около 7 млн. тонн нефтепродуктов и свыше 23 млн. тонн угля;
• обеспечение гарантированного минимума энергоснабжения населения и производства в зонах централизованного энергоснабжения, испытывающих дефицит энергии, предотвращение ущербов от аварийных и ограничительных отключений;
• снижение вредных выбросов от энергетических установок в городах и населенных пунктах со сложной экологической обстановкой, а также в местах массового отдыха населения.

 По имеющимся оценкам, технический потенциал возобновляемых источников энергии составляет порядка 4,6 млрд. т у.т. в год, то есть в пять раз превышает объем потребления всех топливно-энергетических ресурсов России, а экономический потенциал определен в 270 млн. т у.т. в год, что немногим более 25% от годового внутрироссийского потребления. В настоящее время экономический потенциал ВИЭ существенно увеличился в связи с подорожанием традиционного топлива и удешевлением оборудования возобновляемой энергетики за прошедшие годы.

 По всем видам оборудования для возобновляемой энергетики Россия находится на мировом уровне, за исключением ветроустановок мощностью 30 и более кВт, которые должны быть доработаны с учетом передового зарубежного опыта.

 При всех трудностях процесса становления возобновляемой энергетики можно констатировать, что доля возобновляемой энергетики в производстве электроэнергии составила в 2001 году около 0,5% от общего производства или 4,2 млрд. кВт. ч, а объем замещения органического топлива - около 1% от общего потребления первичной энергии или около 10 млн. т у.т. в год.

 Оценки показывают, что к 2010 г. может быть осуществлен ввод в действие на базе возобновляемых источников энергии около 1000 мВт электрических и 1200 мВт тепловых мощностей, что, однако потребует соответствующей государственной поддержки.

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

 Общие запасы торфа на территории Российской Федерации оцениваются в размере 162,7 млрд. тонн торфа 40% влажности. Наиболее обеспечены торфяными ресурсами районы Европейского Севера, Западной Сибири, Урала и Северо-Запада страны. В этих районах торфяная промышленность и использование торфа могут занять заметное место.

 Электростанции потребили в 2000 году 1700 тыс. тонн. торфа.

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

 Благодаря низкой трудоемкости и энергоемкости добычи топливного торфа, простоте транспортных схем и коротким расстояниям вывозки, торф сохраняет конкурентоспособность с другими видами ввозимого твердого топлива на ограниченное расстояние. Кроме того, торф характеризуется низким содержанием серы и золы, что дает низкие уровни вредных выбросов при его сжигании.

 Прогнозные показатели производства торфяного топлива на период до 2020 года по направлениям энергетического использования:

• обеспечение предлагаемых новых ТЭЦ мощностью по 20-30 МВТ и котельных в торфообеспеченных и энергодефицитных северных регионах - до 4 млн. тонн;
• расширение использования торфа как местного коммунально-бытового топлива за счет уве­личения добычи кускового торфа до 3 млн. т, восстановления и развития производства торфяных брикетов - до 1 млн. тонн.

 Дрова являются одним из видов бытового топлива. В настоящее время в регионах России более 5 млн. семей отапливается дровами. На эти цели необходимо свыше 50 млн. м ³ дров. Централизовано, через топливоснабжающие предприятия, различных форм собственности реализуется около 6 млн. м ³ дров. Для ликвидации дефицита в дровяном топливном балансе необходимо обеспечить поддержание существующих мощностей по заготовке дров и создание новых на базе лесохозяйственных, лесопромышленных и топливных предприятий.

 В целях преодоления отставания России в масштабах использования ВИЭ, сохранения запасов истощаемых органических топлив для будущих поколений, существенного улучшения энергоснабжения удаленных от электросетей населенных пунктов субъектов Российской Федерации, а также улучшения экологической обстановки и экологически напряженных районах следует принять ряд мер:

• разработать и принять Федеральный закон «О возобновляемых источниках энергии» и соответствующее Постановление Правительства Российской Федерации с указанием государственных целей по вводу мощностей ВИЭ;
• осуществить государственную поддержку создания межсезонных запасов торфяного и дровяного топлива.

Транспортная инфраструктура

 В перспективе транспортные ограничения способны стать одним из серьезных препятствий при реализации долгосрочных целей Энергетической стратегии. Отсутствие трубопроводной транспортной инфраструктуры на Востоке сдерживает разработку перспективных нефтяных и газовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, имеющих ключевое значение для развития экспорта нефти и газа в страны АТР. Отсутствие у России собственных глубоководных портов в Дальневосточном и Североморском регионах лишает страну возможности расширять рынки сбыта энергоресурсов. Отсутствие высоковольтных линий электропередач между Европейской частью России, Восточной Сибирью и Дальним Востоком, несбалансированность тарифных систем в железнодорожных перевозках значительно ограничивают развитие единого внутреннего рынка энергоресурсов, способствуют усилению экономической изоляции отдельных регионов России.

 Темпы освоения ресурсов углеводородов и объемы иностранных инвестиций в российскую нефтегазовую отрасль в значительной степени зависят от состояния и развития транспортной системы страны.

 Осуществление в России ряда проектов по строительству магистральных трубопроводов позволит обеспечить надежное энергоснабжение страны и открывает новые пути для потребления российской нефти, газа и нефтепродуктов на перспективных рынках - как в Западной Европе, на Дальнем Востоке и странах Азиатско-Тихоокеанского региона, так и в Северной Америке.

 Поэтому транспортная инфраструктура страны нуждается в особых мерах поддержки.

 Целью проведения такой политики станет обеспечение сбалансированного развития всех систем транспортировки энергетических ресурсов (нефте-, нефтепродуктопроводов, газопроводов, железнодорожного и водного транспорта, транспортных морских терминалов и портов, энергетических сетей и т.п.). Государственная поддержка мер по развитию систем транспорта позволит:

• усилить внутреннюю экономическую интеграцию;
• развить инфраструктуру в новых районах добычи (производства) энергетических ресурсов;
• содействвовать развитию перспективных направлений экспорта энергоресурсов.

 Меры по улучшению работы в области развития транспортной инфраструктуры должны быть направлены на:

• стимулирование инвестиционной и предпринимательской активности;
• совершенствование тарифной политики;
• государственный контроль за своевременным развитием объектов транспортной инфраструктуры;
• обеспечение оптимальных транспортных условий для внешней торговли;
• формирование конкурентоспособных транспортных коридоров;
• координация в разработке транспортных средств;
• обеспечение промышленной безопасности.

 Прогнозируемый рост экономики и связанный с этим рост грузооборота требует обновления транспортных активов. Собственных оборотных средств предприятий транспорта для этого будет недостаточно. Поэтому, наряду с увеличением эффективности использования собственных средств, важной задачей будет являться обеспечение кредитования транспортных организаций с целью развития транспортной инфраструктуры.

 Для России с ее уникальным географическим и геополитическим положением особое значение имеет транзит энергоресурсов через ее территорию. Россия должна стать важным транзитным коридором для энергоресурсов центральноазиатских и прикаспийских государств. Поддержка должна оказываться российским компаниям в их участии в перспективных трубопроводных проектах за пределами территории России.

 Принимая во внимание уровень и значимость усилий по модернизации и развитию потенциала российских магистральных нефтегазопроводов необходимо создать исходя из Энергетической стратегии России Концепцию развития трубопроводного транспорта Российской Федерации. Эта Концепция должна включать в себя программу развития системы магистральных трубопроводов нефти, газа и нефтепродуктов, которые будут способствовать процессу интеграции российской экономики с мировым рынком.

 Развитие транспортных систем должно осуществляться под государственным контролем и быть направлено на своевременное определение и ликвидацию узких мест. Строительство новых магистралей предполагается осуществлять за счет кредитов и средств инвесторов.

 Система магистральных нефтепроводов получит дальнейшее развитие в основном за счет реализации следующих мероприятий:

• дальнейшее развитие Балтийской трубопроводной системы до пропускной способности 50 млн.т нефти в год;
• создание новых российских нефтеэкспортных портов на Балтике и в Баренцевом море;
• доведение максимальной пропускной способности нефтепровода Тенгиз-Новороссийск до 67 млн.т в год;
• завершение интеграции нефтепроводов «Дружба» и «Ардия» и организации нового экспортного направления на средиземноморский порт Омишаль в Хорватии. После завершения проекта объем транспортировки по этому нефтепроводу составит 15 млн. тонн нефти в год.
• реализация проекта строительства нефтепровода Ангарск-Находка, для обеспечения развития ресурсной базы Восточной Сибири;
• реализация проекта Ангарск - Дацин для поставок китайской (Казахской) нефти в Китай.

 Получит дальнейшее развитие система нефтепроводов, в т.ч. строительство нефтепродуктопроводов Саратов - Волгоград - Тихорецк - Новороссийск; а также Котово - Ярославль - Кириши - Приморск.

 Газотранспортная система России получит дальнейшее развитие как благодаря увеличению транспортных ее возможностей внутри страны для энергоснабжения экономики, так и путем развития экспортных коммуникаций, таких проектов, как «Голубой поток», Ямал - Европа, Североевропейский газопровод, Китайский газовый проект (Новосибирск - Красноярск - Тайшет - Хабаровск - Китай - КНДР - Корейская республика).

 Важнейшую роль для российской энергетической политики во внешнеторговой сфере в ближайшей перспективе будет играть рынок АТР, занимающий первое место в мире по темпам развития.

 Для формирования в текущем десятилетии нового центра газовой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока необходимо комплексное рассмотрение газовых проектов различных компаний, их увязка с задачами экономического развития восточных регионов страны. Цель - расширение единой системы газоснабжения России на восток и объединение ресурсов газа Красноярского края, Иркутской области, Республики Саха (Якутия) и острова Сахалин в единую газотранспортную систему, которая обеспечит потребности российских потребителей в природном газе, наиболее эффективно реализует экспортные проекты по поставке газа в страны АТР.

 При этом необходимо согласовать в переговорном порядке единую цену долгосрочных поставок, позволяющую развивать одновременно все перспективные проекты.

 В то же время освоение газовых месторождений на Ямале и шельфовых месторождений создает благоприятные условия для развития эффективного танкерного транспорта сжиженного природного газ.

 В целом, задачи Энергетической стратегии России в области развития транспортной инфраструктуры, исходя из вышесказанного, следующие:

• Обеспечение сбалансированного развития всех систем транспортировки энергетических ресурсов (магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, газопроводов, транспортных терминалов и портов, танкерного флота, инфраструктуры новых месторождений энергетического минерального сырья) для:
• удовлетворения потребностей развивающейся экономики России;
• общей координации деятельности России на мировых энергетических рынках и возможностей влияния на ценовую конъюнктуру экспортируемых ресурсов углеводородного сырья;
• развития перспективных направлений экспорта энергоресурсов;
• развития инфраструктуры новых регионов добычи (производства) энергетических ресурсов;
• создания государством условий, стимулирующих развитие трубопроводных и других транспортных систем организациями, не относящимися к естественным монополиям, при условии отсутствия создания конкуренции со стороны последних.

 В электроэнергетике должны быть созданы условия поддержки инвестиций в строительство электросетевой инфраструктуры. Развитие единой национальной электрической сети силами федеральной сетевой компании будет направлено на устранение ограничений пропускной способности электрических сетей в объединенной энергозоне Европы и Урала, развитие электрических связей между восточной и европейской ЕЭС России и ОЭС Востока.

 Приоритетное развитие добычи и потребления угля требуют соответствующего развития сети железных дорог с формированием на некоторых участках транспорта кузнецких и канско-ачинских углей дополнительных путей, развитием ряда железнодорожных станций, увеличением парка специализированного подвижного состава.

 В целом успешная реализация политики развития транспортной инфраструктуры будет способствовать сбалансированному развитию ТЭК и реализации оптимизированного топливно-энергетического баланса в долгосрочной перспективе.