1. Утвердить Энергетическую стратегию России на период до 2020 года (прилагается).

2. Минэнерго России, Минэкономразвития России, Минатому России и МПР России осуществлять контроль за реализацией мероприятий, предусмотренных Энергетической стратегией России на период до 2020 года, и ежегодно, в I квартале, представлять в Правительство Российской Федерации соответствующий доклад.

3. Минэкономразвития России и Минэнерго России при подготовке плана действий Правительства Российской Федерации по реализации основных направлений социально-экономического развития Российской Федерации на соответствующий период включать в него мероприятия, предусмотренные Энергетической стратегией России на период до 2020 года.

4. Федеральным органам исполнительной власти и органам исполнительной власти субъектов Российской Федерации руководствоваться Энергетической стратегией России на период до 2020 года при разработке и реализации мер государственного регулирования в сфере топливно-энергетического комплекса, а также при разработке региональных энергетических программ.

Председатель Правительства Российской Федерации

М. Касьянов

Энергетическая стратегия России на период до 2020 года

I. Цели и приоритеты энергетической стратегии России на период до 2020 года

Россия располагает значительными запасами энергетических ресурсов и мощным топливно-энергетическим комплексом, который является базой развития экономики, инструментом проведения внутренней и внешней политики. Роль страны на мировых энергетических рынках во многом определяет ее геополитическое влияние.

Энергетический сектор обеспечивает жизнедеятельность всех отраслей национального хозяйства, способствует консолидации субъектов Российской Федерации, во многом определяет формирование основных финансово-экономических показателей страны. Природные топливно-энергетические ресурсы, производственный, научно-технический и кадровый потенциал энергетического сектора экономики являются национальным достоянием России. Эффективное его использование создает необходимые предпосылки для вывода экономики страны на путь устойчивого развития, обеспечивающего рост благосостояния и повышение уровня жизни населения.

Начавшийся экономический рост неизбежно повлечет за собой существенное увеличение спроса на энергетические ресурсы внутри страны, что требует решения унаследованных и накопившихся за годы реформ экономических проблем в условиях глобализации и ужесточения общемировой конкуренции, обострения борьбы за энергетические ресурсы, рынки и др.

Соответствовать требованиям нового времени может только качественно новый топливно-энергетический комплекс (ТЭК) - финансово устойчивый, экономически эффективный и динамично развивающийся, соответствующий экологическим стандартам, оснащенный передовыми технологиями и высококвалифицированными кадрами.

Для долгосрочного стабильного обеспечения экономики и населения страны всеми видами энергии необходима научно обоснованная и воспринятая обществом и институтами государственной власти долгосрочная энергетическая политика.

Целью энергетической политики является максимально эффективное использование природных топливно-энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для роста экономики и повышения качества жизни населения страны.

Энергетическая стратегия России на период до 2020 года (далее именуется - Энергетическая стратегия) является документом, конкретизирующим цели, задачи и основные направления долгосрочной энергетической политики государства на соответствующий период с учетом складывающейся внутренней и внешней ситуации в энергетическом секторе и его роли в обеспечении единства экономического пространства Российской Федерации, а также политического, макроэкономического и научно-технологического развития страны.

Главной задачей настоящего документа является определение путей достижения качественно нового состояния ТЭК, роста конкурентоспособности его продукции и услуг на мировом рынке на основе использования потенциала и установления приоритетов развития комплекса, формирования мер и механизмов государственной энергетической политики с учетом прогнозируемых результатов ее реализации.

Приоритетами Энергетической стратегии являются:

полное и надежное обеспечение населения и экономики страны энергоресурсами по доступным и вместе с тем стимулирующим энергосбережение ценам, снижение рисков и недопущение развития кризисных ситуаций в энергообеспечении страны;

снижение удельных затрат на производство и использование энергоресурсов за счет рационализации их потребления, применения энергосберегающих технологий и оборудования, сокращения потерь при добыче, переработке, транспортировке и реализации продукции ТЭК;

повышение финансовой устойчивости и эффективности использования потенциала энергетического сектора, рост производительности труда для обеспечения социально-экономического развития страны;

минимизация техногенного воздействия энергетики на окружающую среду на основе применения экономических стимулов, совершенствования структуры производства, внедрения новых технологий добычи, переработки, транспортировки, реализации и потребления продукции.

Главным средством решения поставленных задач является формирование цивилизованного энергетического рынка и недискриминационных экономических взаимоотношений его субъектов между собой и с государством. При этом государство, ограничивая свои функции как хозяйствующего субъекта, усиливает свою роль в формировании рыночной инфраструктуры как регулятора рыночных взаимоотношений.

Основные механизмы государственного регулирования в сфере топливно-энергетического комплекса предусматривают:

меры по созданию рациональной рыночной среды (включая согласованное тарифное, налоговое, таможенное, антимонопольное регулирование и институциональные преобразования в ТЭК);

повышение эффективности управления государственной собственностью;

введение системы перспективных технических регламентов, национальных стандартов и норм, повышающих управляемость процесса развития энергетики и стимулирующих энергосбережение;

стимулирование и поддержку стратегических инициатив хозяйствующих субъектов в инвестиционной, инновационной и энергосберегающей сферах.

Представленные в настоящем документе количественные параметры развития экономики и энергетики являются ориентировочными, подлежащими уточнению в процессе реализации предусмотренных им мер.

II. Проблемы и основные факторы развития топливно-энергетического комплекса

Топливно-энергетический комплекс России всегда играл важную роль в экономике страны. За годы реформ в связи с резким падением объемов производства в других отраслях экономики его роль еще более возросла.

В течение прошедшего десятилетия ТЭК в основном обеспечивал потребности страны в топливе и энергии, сохранив тем самым энергетическую независимость России. В настоящее время преодолена тенденция спада и начался рост добычи газа, нефти и угля, производства электроэнергии, объема и глубины переработки нефти. Производственные структуры ТЭК в результате проведенных структурных преобразований, либерализации и приватизации в значительной мере адаптировались к рыночным методам хозяйствования. В результате проведенных работ по реструктуризации угольной промышленности повысилась ее экономическая эффективность, ликвидируются убыточные неперспективные предприятия. Начались реформы электроэнергетики и жилищно-коммунальной сферы. Сформированы основы регулирования хозяйственных отношений в энергетическом секторе экономики, включая вопросы недропользования, налогообложения и ценообразования.

В настоящее время ТЭК является одним из устойчиво работающих производственных комплексов российской экономики. Он определяющим образом влияет на состояние и перспективы развития национальной экономики, обеспечивая около 1/4 производства валового внутреннего продукта, 1/3 объема промышленного производства и доходов консолидированного бюджета России, примерно половину доходов федерального бюджета, экспорта и валютных поступлений.

Вместе с тем в отраслях ТЭК сохраняются механизмы и условия хозяйствования, не адекватные принципам рыночной экономики, действует ряд факторов, негативно влияющих на функционирование и развитие ТЭК.

Основными факторами, сдерживающими развитие комплекса, являются:

высокая (более 50 процентов) степень износа основных фондов;

ввод в действие новых производственных мощностей во всех отраслях ТЭК сократился за девяностые годы от 2 до 6 раз;

практика продления ресурса оборудования закладывает будущее отставание в эффективности производства. Наблюдается высокая аварийность оборудования, обусловленная низкой производственной дисциплиной персонала, недостатками управления, а также старением основных фондов. В связи с этим возрастает возможность возникновения аварийных ситуаций в энергетическом секторе;

сохраняющийся в отраслях комплекса (кроме нефтяной) дефицит инвестиционных ресурсов и их нерациональное использование. При высоком инвестиционном потенциале отраслей ТЭК приток в них внешних инвестиций составляет менее 13 процентов общего объема финансирования капитальных вложений. При этом 95 процентов указанных инвестиций приходится на нефтяную отрасль. В газовой промышленности и в электроэнергетике не создано условий для необходимого инвестиционного задела, в результате чего эти отрасли могут стать тормозом начавшегося экономического роста;

деформация соотношения цен на взаимозаменяемые энергоресурсы привела к отсутствию конкуренции между ними и структуре спроса, характеризующейся чрезмерной ориентацией на газ и снижением доли угля. Политика поддержания относительно низких цен на газ и электроэнергию в перспективе может иметь следствием нарастание дефицита соответствующих энергоресурсов в результате отсутствия экономических предпосылок для инвестирования в их производство и опережающего роста спроса;

несоответствие производственного потенциала ТЭК мировому научно-техническому уровню. Доля добычи нефти за счет современных методов воздействия на пласт и доля продукции нефтепереработки, получаемой по технологиям, повышающим качество продукции, низка. Энергетическое оборудование, используемое в газовой и электроэнергетической отраслях, неэкономично. В стране практически отсутствуют современные парогазовые установки, установки по очистке отходящих газов, крайне мало используются возобновляемые источники энергии, оборудование угольной промышленности устарело, недостаточно используется потенциал атомной энергетики;

отставание развития и объективный рост затрат на освоение перспективной сырьевой базы добычи углеводородов, и особенно в газовой отрасли;

отсутствие рыночной инфраструктуры и цивилизованного энергетического рынка. Не обеспечивается необходимая прозрачность хозяйственной деятельности субъектов естественных монополий, что негативно сказывается на качестве государственного регулирования их деятельности и на развитии конкуренции;

сохраняющаяся высокая нагрузка на окружающую среду. Несмотря на произошедшее за последнее десятилетие снижение добычи и производства топливно-энергетических ресурсов, отрицательное влияние ТЭК на окружающую среду остается высоким;

высокая зависимость нефтегазового сектора и, как следствие, доходов государства, от состояния и конъюнктуры мирового энергетического рынка. Наблюдается тенденция к дальнейшему повышению доли нефти и газа в структуре российского экспорта, вместе с тем недостаточно используется потенциал экспорта других энергоресурсов, в частности электроэнергии. Это свидетельствует о продолжающемся сужении экспортной специализации страны и отражает отсталую структуру всей экономики России;

отсутствие развитого и стабильного законодательства, учитывающего в полной мере специфику функционирования предприятий ТЭК.

Основными факторами, которые будут определять развитие ТЭК в первой четверти XXI века, являются:

динамика спроса на топливно-энергетические ресурсы и углеводородное сырье внутри страны, обусловленная темпами роста национальной экономики и ее удельной энергоемкостью, а также ценами на энергоносители;

масштабы реализации ресурсо- и энергосберегающих технологий как в энергетическом секторе, так и в других секторах экономики;

состояние мировой экономической и энергетической конъюнктуры, степень интеграции в мировое энергетическое пространство;

устойчивое развитие минерально-сырьевой базы;

формирование благоприятного инвестиционного климата с учетом совершенствования налогового, ценового и таможенного регулирования;

создание экономических стимулов для уменьшения воздействия энергетики на окружающую природную среду;

масштабы использования научно-технических достижений в ТЭК и подготовка перехода к энергетике будущего.

Поставленная задача достижения качественно нового состояния ТЭК диктует жесткие требования к выбору мер государственного регулирования и взаимной ответственности всех участников процесса.

III. Основные тенденции и прогнозные параметры развития экономики России на перспективу

Энергетическая стратегия базируется на результатах оценки основных тенденций в экономике на среднесрочную и долгосрочную перспективу, выполненной на основе рассмотрения возможных сценариев развития, учитывающих как благоприятное, так и неблагоприятное сочетание внутренних и внешних факторов, различные темпы проведения структурных реформ, прежде всего в сфере естественных монополий, а также расчеты основных макроэкономических параметров по соответствующим сценариям.

1. Варианты социально-экономического развития

В основу разработки Энергетической стратегии положены два базовых варианта социально-экономического развития - умеренный и оптимистический.

Наряду с этими вариантами Энергетическая стратегия учитывает также возможность развития экономики России по благоприятному (промежуточному между двумя базовыми) и критическому вариантам.

Критический вариант характеризуется неблагоприятным сочетанием внешних и внутренних условий, и прежде всего низкими мировыми ценами на нефть, снижением спроса на российские сырьевые товары и другими осложнениями.

При разработке настоящего документа были рассмотрены и оценены следующие факторы социально-экономического развития (рис. 1):

внешние - темпы роста мировой экономики, динамика мировых цен на нефть, мировой спрос и объемы экспорта российских углеводородов, процессы интеграции и вступления России во Всемирную торговую организацию, масштабы выплат по внешнему долгу;

внутренние - интенсивность реформирования экономики, темпы либерализации и повышения цен естественных монополий, динамика инфляции, темпы реального укрепления рубля, динамика валового внутреннего продукта, масштабы вывоза капитала, государственные расходы.

Все сценарии развития учитывают:

влияние долговременных циклических закономерностей развития мировой экономики и мировых энергетических рынков;

необходимость выплат по внешнему долгу без его реструктуризации;

продолжение экономических реформ, в том числе дальнейшее реформирование налоговой системы и бюджетного процесса;

целевой характер снижения инфляции, что будет способствовать повышению уровня жизни населения;

трансформацию структуры валового внутреннего продукта в направлении повышения доли услуг, а структуры промышленного производства - в направлении опережающего роста обрабатывающих отраслей и неэнергоемких производств.

При формировании сценариев учитывалось, что отрасли ТЭК оказывают положительное влияние на экономический рост в стране в целом не только путем непосредственного вклада в агрегированные показатели роста. Не менее важным является обеспечение устойчивости энергоснабжения, рациональных и предсказуемых уровней цен, воздействие ценовых факторов на характер технологических процессов в экономике. От процессов энергосбережения, тарифной политики в отраслях естественных монополий будут зависеть технологическая структура инвестиций в российской экономике и их отраслевое распределение. Тем самым развитие ТЭК будет влиять не только на количественные показатели экономического роста, но и на качественные его характеристики.

2. Прогнозные параметры социально-экономического развития

Оптимистический вариант характеризуется (рис.2) ростом валового внутреннего продукта к 2020 году в 3,3 раза к уровню 2000 года, увеличением объема инвестиций в основной капитал за рассматриваемый период в 7 раз, высокими мировыми ценами на нефть марки Юралс (до 30 долларов США за баррель в 2020 году) и газ (138 долларов США за 1000 куб. м в 2020 году). При этом среднедушевой объем валового внутреннего продукта к 2020 году в ценах 2000 года достигнет уровня 179,2 тыс. руб./чел., а доля ТЭК в промышленности России составит 19,8 процента против 29,5 процента в 2000 году.

Указанный вариант основывается на интенсивном проведении экономических реформ и ускоренной либерализации цен и тарифов на продукцию и услуги естественных монополий и предусматривает быстрое создание конкурентной среды на рынке товаров и услуг естественных монополий. Соответственно, этот вариант отличается активным использованием энергосберегающих и энергоэффективных технологий и высокими темпами снижения энергоемкости.

Оптимистический вариант характеризуется благоприятным развитием торгово-экономического и политического сотрудничества с зарубежными партнерами, включая процессы интеграции и вступления во Всемирную торговую организацию при благоприятных для России условиях, решение транзитно-транспортных проблем. Важной составляющей внешних условий развития России является решение проблемы формирования единой энергетической и энерготранспортной инфраструктуры в сопредельных регионах Европы и Азии, развитие международных энерготранспортных систем, недискриминационный транзит энергоносителей.

Умеренный вариант характеризуется (рис.2) ростом валового внутреннего продукта к 2020 году в 2,3 раза к уровню 2000 года, увеличением физического объема инвестиций в основной капитал за рассматриваемый период в 3,6 раза, стабильными мировыми ценами на нефть марки Юралс (на уровне 18,5 доллара США за баррель), средними контрактными ценами на газ, не превышающими 118,5 доллара США за 1000 куб. м. При этом среднедушевой объем валового внутреннего продукта к 2020 году в ценах 2000 года достигнет уровня 128,4 тыс. руб./чел., а доля ТЭК в промышленности России составит 19,2 процента. В этом варианте предусматривается снижение энергоемкости валового внутреннего продукта в 2005 году на 14-15 процентов от уровня 2000 года и на 25-27 процентов в 2010 году. В 2015 году эта тенденция продолжится и снижение достигнет 35-40 процентов, а в 2020 году оно составит 42-46 процентов от уровня 2000 года. Такой динамике в области энергопотребления будет способствовать ценовая политика в отношении продукции и услуг естественных монополий. Повышение цен в отраслях естественных монополий, несколько опережающее уровень инфляции в промышленности, приведет к перераспределению доходности от основных энергоемких потребителей в пользу естественных монополий и создаст условия для экономии энергоресурсов. В то же время умеренный вариант исходит из возможности неблагоприятного развития торгово-экономического и политического сотрудничества, включая процессы интеграции и вступления во Всемирную торговую организацию на менее благоприятных для России условиях, отсутствие решения транзитно-транспортных проблем.

Благоприятный вариант характеризуется ростом валового внутреннего продукта к 2020 году в 2,6 раза к уровню 2000 года, увеличением объема инвестиций в основной капитал за рассматриваемый период в 4,1 раза, высокими мировыми ценами на нефть марки Юралс (до 30 долларов США за баррель в 2020 году) и газ (138 долларов США за 1000 куб. м в 2020 году). При этом среднедушевой объем валового внутреннего продукта к 2020 году в ценах 2000 года достигнет уровня 139,8 тыс. руб./чел., а доля ТЭК в промышленности России составит 18,7 процента. Темпы снижения энергоемкости валового внутреннего продукта в этом варианте предусматриваются более высокими, чем в умеренном варианте (на 2-5 процентов к 2010-2020 годам).

В критическом варианте развития предполагается интенсивная реализация экономических реформ в неблагоприятных внешних условиях с целью быстрой диверсификации экономики и снижения социальной нагрузки на бюджет. Это предполагает реализацию в период до 2010 года в основном полного комплекса реформ, включая реформирование естественных монополий, жилищно-коммунального хозяйства, налоговой системы, банковского сектора и административную реформу. В сочетании с возможными неблагоприятными внешними факторами такая либерализация может привести в первые годы к отрицательным темпам экономического роста и обострению социальной ситуации. Однако это позволит освободить экономику от издержек реформирования в последующем, сформирует конкурентную среду в сферах естественных монополий, жилищно-коммунального хозяйства. На этой основе будут улучшены динамика и качество экономического роста, осуществлен переход от топливно-сырьевой к инновационной модели развития. Неблагоприятные условия при развитии по критическому варианту потребуют более быстрого, чем в других вариантах, снижения государственных расходов. Ускорение реформирования естественных монополий создаст условия для интенсификации энергосбережения и последующего после спада в 2003-2005 годах экономического роста. Сочетание низких темпов экономического роста и интенсификации энергосбережения позволит избежать дефицита энергоресурсов. При этом темпы роста валового внутреннего продукта выходят на уровень динамики умеренного варианта примерно к 2018 году. Темпы роста экономики в долгосрочной перспективе в целом окажутся до предела низкими (2,5-3 процента). Однако при успешной диверсификации экономики, снижении налогового бремени на производителей будут созданы условия для развития перерабатывающей промышленности.

Динамика основных макроэкономических показателей по каждому из рассматриваемых вариантов социально-экономического развития страны определяет параметры перспективного топливно-энергетического баланса и развития отраслей ТЭК. При этом в социально-экономическом развитии страны можно выделить несколько этапов. Развитие экономики в начальный период будет происходить в условиях, характеризующихся прогрессирующим старением и износом основных фондов, ограниченными инвестиционными возможностями при росте спроса на энергоресурсы. В рассматриваемый период важнейшим направлением ценовой политики в ТЭК будет совершенствование механизмов ценообразования и государственного регулирования цен на газ и тарифов в электроэнергетике.

Сценарными условиями развития экономики в период до 2006 года предусматривается увеличение цен на природный газ для конечных потребителей промышленности (без НДС и оплаты транспортировки по газораспределительным сетям) до 36-39 долларов США за 1000 куб. м (против 23,3 доллара США за 1000 куб. м, ожидаемых в 2003 году) с соответствующим увеличением тарифов на электроэнергию для промышленных потребителей до 3,2-3,6 цента за кВт ч (против 2,4 цента за кВт ч, ожидаемых в 2003 году). В последующие годы темпы роста цен на газ будут зависеть от развития ситуации на газовом рынке и темпов роста добычи газа.

Цены на газ будут устанавливаться методом регулирования предельного уровня цены. Использование данного метода будет стимулировать производителей к снижению издержек, а также обеспечивать предсказуемость уровня тарифов в среднесрочной перспективе.

С учетом прогнозируемого роста цен на газ ежегодное повышение тарифов в электроэнергетике должно покрывать возрастающие затраты на топливо, обеспечивать приемлемый уровень доходности электроэнергетики при условии снижения издержек. Вместе с тем рост тарифов в электроэнергетике должен сдерживаться, учитывая, что он оказывает наибольшее влияние на уровень инфляции и темпы экономического роста. Применение метода регулирования предельного уровня цены при установлении ежегодного уровня тарифов на электроэнергию позволит решить данные проблемы, стимулируя снижение непроизводительных затрат.

На остальные виды топлива (уголь, нефть и нефтепродукты) свободные цены на внутреннем рынке будут формироваться под воздействием спроса и предложения. Регулирующее воздействие на уровень цен со стороны государства будет оказываться путем применения мер в области налоговой политики, таможенных пошлин.

По мере расширения инвестиционных возможностей темпы позитивных изменений в экономике и ТЭК будут возрастать. Структурные сдвиги в экономике страны в период до 2020 года обеспечат изменение и внешнеторговой специализации экономики: наряду с минеральным сырьем в российском экспорте все большую долю будет составлять продукция высокой степени обработки.

IV. Государственная энергетическая политика

1. Основы государственной энергетической политики

Проведение долгосрочной государственной энергетической политики для защиты прав и законных интересов граждан и хозяйствующих субъектов, обеспечения обороны и безопасности государства, эффективного управления государственной собственностью, достижения качественно нового состояния энергетического сектора осуществляется на следующих принципах:

последовательность действий государства по реализации важнейших стратегических ориентиров развития энергетики;

заинтересованность в создании сильных, устойчиво развивающихся и готовых к конструктивному диалогу с государством энергетических компаний;

обоснованность и предсказуемость государственного регулирования, направленного на стимулирование частной предпринимательской инициативы в области реализации целей государственной политики, в том числе в инвестиционной сфере.

Стратегическими ориентирами долгосрочной государственной энергетической политики являются энергетическая и экологическая безопасность, а также энергетическая и бюджетная эффективность. Достижение указанных ориентиров, повышение управляемости процесса развития энергетики требуют формирования основных составляющих государственной энергетической политики. К числу таких составляющих относятся прежде всего недропользование и управление государственным фондом недр, развитие внутренних топливно-энергетических рынков, формирование рационального топливно-энергетического баланса, региональная и внешняя энергетическая политика, социальная, научно-техническая и инновационная политика в энергетическом секторе.

Главным инструментом осуществления указанной политики будет комплекс мер экономического регулирования: ценового (тарифного), налогового, таможенного и антимонопольного. Создание непротиворечивой и гибкой системы экономического регулирования относится к числу важнейших предпосылок экономической эффективности энергетической политики.

При проведении энергетической политики государство в полной мере также будет использовать свои права собственника недр и активов в ТЭК. Для повышения эффективности этого процесса предусматриваются реструктуризация и акционирование государственной собственности в данной сфере со средоточением ее преимущественно в системообразующих секторах ТЭК (транспортная инфраструктура) и объектах повышенной опасности (атомная, гидроэнергетика и др.) с приватизацией других активов, прежде всего не находящихся под действенным контролем государства.

Основой реализации энергетической политики государства будет постоянно развивающаяся нормативно-правовая база. Ее совершенствование пойдет по пути дальнейшего формирования законодательства, обеспечивающего стабильность, полноту и непротиворечивость нормативно-правового поля этой важнейшей сферы жизнедеятельности общества.

В результате реализации мер, предусмотренных настоящим документом, сформируются эффективно развивающиеся топливно-энергетический комплекс и энергетический рынок, удовлетворяющие потребности растущей экономики в энергоресурсах и интегрирующиеся с мировыми энергетическими рынками.

Энергетическая безопасность

Энергетическая безопасность является важнейшей составляющей национальной безопасности России. Обеспечение национальной безопасности - одна из основных задач энергетической политики.

Энергетическая безопасность - это состояние защищенности страны, ее граждан, общества, государства, экономики от угроз надежному топливо- и энергообеспечению. Эти угрозы определяются как внешними (геополитическими, макроэкономическими, конъюнктурными) факторами, так и собственно состоянием и функционированием энергетического сектора страны.

Указанные факторы, сдерживающие развитие ТЭК, являются одновременно источником угроз энергетической безопасности России.

Анализ сложившейся ситуации в топливно-энергетическом комплексе свидетельствует, что эти угрозы носят уже вполне реальный характер. Диспропорции в топливо- и энергообеспечении отдельных регионов России становятся "хронической болезнью" (неудовлетворительное состояние коммунальной энергетики, сбои в теплоснабжении и др.), что реально угрожает энергетической безопасности регионов. Проблема усугубляется географией размещения запасов первичных энергоресурсов, производства нефтепродуктов и электроэнергии по регионам страны, недостаточностью мощностей линий электропередачи, связывающих Дальний Восток, Сибирь и европейскую часть страны.

Целью политики энергетической безопасности является последовательное улучшение ее следующих главных характеристик:

способность ТЭК надежно обеспечивать экономически обоснованный внутренний и внешний спрос энергоносителями соответствующего качества и приемлемой стоимости;

способность потребительского сектора экономики эффективно использовать энергоресурсы, предотвращая тем самым нерациональные затраты общества на свое энергообеспечение и дефицитность топливно-энергетического баланса;

устойчивость энергетического сектора к внешним и внутренним экономическим, техногенным и природным угрозам, а также его способность минимизировать ущерб, вызванный проявлением различных дестабилизирующих факторов.

Важнейшими принципами обеспечения энергетической безопасности являются:

гарантированность и надежность энергообеспечения экономики и населения страны в полном объеме в обычных условиях и в минимально необходимом объеме при угрозе возникновения чрезвычайных ситуаций различного характера;

контроль со стороны государства, федеральных органов исполнительной власти и местных органов управления за надежным энергоснабжением объектов, обеспечивающих безопасность государства;

восполняемость исчерпаемых ресурсов топлива (темпы потребления этих ресурсов должны согласовываться с темпами освоения замещающих их источников энергии);

диверсификация используемых видов топлива и энергии (экономика не должна чрезмерно зависеть от какого-либо одного энергоносителя);

учет требований экологической безопасности (развитие энергетики должно соответствовать возрастающим требованиям охраны окружающей среды);

предотвращение нерационального использования энергоресурсов (взаимосвязь с политикой энергетической эффективности);

создание экономических условий (прежде всего за счет налоговых и таможенных мер), обеспечивающих равную выгоду поставок энергоресурсов на внутренний и внешний рынки и рационализацию структуры экспорта;

максимально возможное использование во всех технологических процессах и проектах конкурентоспособного отечественного оборудования.

Для обеспечения энергетической безопасности необходимо решение двух первоочередных проблем.

Во-первых, необходимо осуществить модернизацию во многом устаревшей морально и изношенной физически технологической базы ТЭК и обеспечить воспроизводство его вырабатываемой ресурсной базы (обычно в новых регионах и худших природно-геологических условиях). Предусматривается, что в текущем десятилетии из-за ограниченности инвестиций (кроме нефтяной отрасли) будет осуществляться в первую очередь технологическая модернизация существующих производственных мощностей (с учетом продления сроков их службы), а в дальнейшем - их коренная реконструкция и создание новых мощностей с использованием лучших отечественных и соответствующих нашим условиям зарубежных технологий.

Во-вторых, потребуется изменение структуры потребления и размещения производства топливно-энергетических ресурсов. Предусмотрено увеличение потребления атомной и гидроэнергии, угольной продукции и использования возобновляемых источников, а также рассредоточение из Западной Сибири по другим регионам страны (Восточная Сибирь и Дальний Восток, Европейский Север и Прикаспийский регион) добычи углеводородов.

Важнейшим условием обеспечения энергетической безопасности и сбалансированного развития ТЭК станет единство целей и методов государственной энергетической политики на федеральном и региональном уровнях. В соответствии с законодательством предусматриваются следующие особенности управления энергетикой в центре и на местах.

Федеральные органы исполнительной власти разрабатывают нормативно-правовую базу функционирования ТЭК и взаимоотношений в сфере топлива и энергии, в директивном порядке осуществляют координацию и контроль деятельности федеральных энергетических систем и атомной энергетики; управляют стратегическими запасами энергетических ресурсов; устанавливают технические регламенты, стандарты и нормативы безопасности и эффективности работы энергетических объектов и установок, организуют государственный надзор за их соблюдением; ведут лицензирование месторождений полезных ископаемых и деятельности субъектов ТЭК; регулируют деятельность естественных монополий на основе законодательной и нормативной базы, а также путем владения акциями компаний и акционерных обществ.

К совместному ведению федеральных органов исполнительной власти и органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации относятся определение условий лицензирования месторождений полезных ископаемых, контроль за соблюдением выданных лицензий, организация топливо- и энергоснабжения потребителей при чрезвычайных обстоятельствах.

В исключительном ведении субъектов Российской Федерации находятся регулирование в рамках федерального законодательства функционирования объектов, не входящих в состав федеральных энергетических систем; выдача разрешений на строительство новых и расширение действующих топливно-энергетических объектов и отвод земель для них; разработка дополнительных требований к экологической безопасности и энергоэффективности объектов, расположенных на подведомственной территории, с учетом экономической целесообразности.

Для своевременной и адекватной реакции государства на возникающую угрозу энергетической безопасности, анализа состояния безопасности регионов России на этапе реализации настоящего документа предусматриваются разработка и реализация системы оперативных и долгосрочных мер по предупреждению и нейтрализации внутренней и внешней угрозы, использование критериев (индикаторов) такой безопасности, создание системы ее мониторинга и механизмов, позволяющих стабилизировать ситуацию.

Энергетическая эффективность

На современном этапе экономика России характеризуется высокой энергоемкостью, в 2-3 раза превышающей удельную энергоемкость экономики развитых стран. Причинами такого положения, кроме суровых климатических условий и территориального фактора, являются сформировавшаяся в течение длительного периода времени структура промышленного производства и нарастающая технологическая отсталость энергоемких отраслей промышленности и жилищно-коммунального хозяйства, а также недооценка стоимости энергоресурсов, прежде всего газа, не стимулирующая энергосбережение.

Степень повышения энергетической эффективности предопределит долгосрочные перспективы развития не только энергетического сектора, но и экономики Российской Федерации в целом. Ориентация экономики на энергоемкий рост угрожает консервацией технологической отсталости и опережающим ростом внутреннего спроса на энергоресурсы, в результате которого даже при достижении максимальных технически реализуемых показателей роста их производства спрос на них сможет быть обеспечен путем расширения импорта или (и) ограничения экспорта.

Поэтому целью политики государства в данной сфере является жесткое и безусловное достижение намеченных стратегических ориентиров роста энергоэффективности с использованием широкого спектра стимулирующих потребителей энергоресурсов мер, обеспечивающих:

структурную перестройку российской экономики в пользу малоэнергоемких обрабатывающих отраслей и сферы услуг;

реализацию потенциала технологического энергосбережения.

Для интенсификации энергосбережения необходимы обоснованное повышение внутренних цен энергоносителей экономически оправданными, приемлемыми для потребителей темпами; постепенная ликвидация перекрестного субсидирования в тарифообразовании, прежде всего в электроэнергетике; продолжение реформирования жилищно-коммунального хозяйства. Вместе с тем эффективное ценовое регулирование является абсолютно необходимым, но недостаточным условием интенсификации энергосбережения. Необходимо осуществление системы правовых, административных и экономических мер, стимулирующих эффективное использование энергии, в том числе:

изменение в соответствии с Федеральным законом "О техническом регулировании" существующих норм, правил и регламентов, определяющих расходование топлива и энергии, в направлении ужесточения требований к энергосбережению; совершенствование правил учета и контроля энергопотребления, а также установление стандартов энергопотребления и предельных энергопотерь и обязательная сертификация энергопотребляющих приборов и оборудования массового применения для установления их соответствия нормативам расхода энергии;

проведение регулярного надзора за рациональным и эффективным расходованием энергоресурсов предприятий;

создание дополнительных хозяйственных стимулов энергосбережения, превращающих его в эффективную сферу бизнеса;

широкая популяризация государством эффективного использования энергии среди населения, массовое обучение персонала; создание доступных баз данных, содержащих информацию об энергосберегающих мероприятиях, технологиях и оборудовании, нормативно-технической документации; проведение конференций и семинаров по обмену опытом, пропаганда энергосбережения в средствах массовой информации и т.д.

Задача состоит в том, чтобы за счет целенаправленной государственной политики обеспечить заинтересованность потребителей энергоресурсов в инвестировании в энергосбережение, создать более привлекательные условия для вложения капитала в эту сферу деятельности, снизив возможные финансово-экономические риски.

Одним из инструментов государственной политики станет поддержка специализированного бизнеса в области энергосбережения, пока слабо развитого в России, что позволит сформировать экономических агентов (энергосберегающие компании), предлагающих и реализующих оптимальные научные, проектно-технологические и производственные решения, направленные на снижение энергоемкости. Поддержка энергосберегающего бизнеса предполагает переход от прямой финансовой помощи со стороны государства к формированию системы реализации эффективных бизнес-проектов в соответствующей сфере, страхования коммерческих и некоммерческих рисков.

Мероприятия по энергосбережению и эффективному использованию энергии должны стать обязательной частью региональных программ социально-экономического развития регионов, в том числе региональных энергетических программ.

Бюджетная эффективность энергетики

Энергетический сектор связан сложными и разнообразными взаимоотношениями с государственным бюджетом, являясь основным источником формирования его доходной части и получателем государственных средств, оказывая влияние на формирование и исполнение бюджетов всех уровней. Обеспечение эффективности указанных взаимоотношений является важнейшей государственной задачей и основной целью политики, направленной на достижение бюджетной эффективности энергетики.

Основными принципами этой политики являются:

устойчивая перспектива - заблаговременное и обоснованное определение государством необходимых прогнозных объемов прямых поступлений в бюджет от организаций энергетического сектора;

комплексная оценка - учет текущих и перспективных результатов изменения структуры и стоимости государственной собственности, сокращения будущих расходов в смежных отраслях;

сбалансированность - соответствие роста капитализации энергетического сектора и объема обеспечиваемых им бюджетных поступлений;

последовательность и целенаправленность в использовании государственных средств, а также инвестиций, осуществляемых под контролем государства.

Государственная инвестиционная политика в ТЭК предусматривает решение задач наращивания объема инвестиций и изменения их структуры. Меры государственной поддержки инвестиций в ТЭК предусматривают:

улучшение предпринимательского климата, создание ясных и стабильных правил экономической деятельности компаний, в первую очередь на основе предсказуемого и сбалансированного режима налогообложения и нормативно-правовой базы, защищающей и гарантирующей соблюдение прав инвесторов;

совершенствование амортизационной политики;

совершенствование государственного ценового (тарифного) регулирования в сфере естественных монополий;

содействие снижению предпринимательских и некоммерческих рисков инвестирования, поддержка программ комплексного страхования;

совершенствование нормативно-правовой базы в сфере участия инвесторов (в том числе иностранных) в создании объектов добычи, производства и транспортировки топливно-энергетических ресурсов (в том числе обоснованное использование соглашений о разделе продукции и концессионных соглашений для реализации уникальных и дорогостоящих проектов);

совершенствование лицензионной политики, устранение необоснованных административных барьеров;

развитие лизинговых отношений.

Государственная поддержка будет направлена прежде всего на стимулирование экономической мотивации частных инвестиций, ее характер будет различаться в зависимости от отраслевой специфики. Прямая поддержка в виде финансирования из бюджетов всех уровней будет осуществляться в соответствии с проектами, имеющими стратегическое значение или высокую социальную значимость.

Несмотря на ограничение прямого бюджетного финансирования, государственная поддержка инвестиций в ТЭК отнюдь не предусматривает отказа от инвестиций, осуществляемых под контролем государства. В частности, инвестиционные программы развития государственной атомной энергетики, единой национальной электрической сети (осуществляемые федеральной сетевой компанией), системы магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, комплексного освоения месторождений в новых регионах и портовой инфраструктуры будут рассматриваться и утверждаться Правительством Российской Федерации или уполномоченными им федеральными органами исполнительной власти и финансироваться за счет собственных средств организаций и привлеченных средств инвесторов при обеспечении с использованием регулируемых цен (тарифов) на услуги соответствующих организаций экономически обоснованной доходности инвестированного капитала.

Государственная инвестиционная политика предусматривает поддержку субъектами Российской Федерации инвестиционных проектов, связанных с производством и транспортировкой энергетических ресурсов (в большей степени малых и средних объектов), создание специальных экономических условий, обусловливающих рост производства и занятости на территориях соответствующих регионов.

Важным направлением государственной промышленной политики является развитие производства в России современного энергетического, угольного и нефтегазового оборудования и технологий, основных материалов для ТЭК.

В соответствии с принципами политики бюджетной эффективности предполагается дальнейшее совершенствование форм и методов государственной поддержки отечественного машиностроения для ТЭК. Продолжится поддержка перспективных инвестиционных проектов в первую очередь за счет субсидирования из федерального бюджета процентных ставок по кредитам, привлекаемым для осуществления проектов, а также путем предоставления гарантий от коммерческих и некоммерческих рисков. Важными резервами повышения инвестиционной привлекательности машиностроительных компаний станут их интеграция и укрупнение.

Исходя из основных принципов национальной промышленной политики, будет активно поддерживаться кооперация с ведущими зарубежными компаниями как в части организации совместных производств на территории России в различных формах, так и в части развития производств на основе передовых зарубежных технологий.

Повышение конкурентоспособности продукции предприятий топливно-энергетического машиностроения приведет к росту спроса на их продукцию, росту доходов, формированию источников для активизации инновационной деятельности и модернизации производства и в конечном счете к существенному увеличению доходной части бюджетов.

Продолжится государственная поддержка деятельности ТЭК путем субсидирования процентных ставок по кредитам, привлекаемым для создания сезонных запасов топлива и ремонта энергооборудования, компенсации разницы в тарифах для промышленных потребителей в отдельных регионах, финансирования завершения работ по ликвидации особо убыточных шахт и разрезов, и финансирования отдельных мероприятий федеральных целевых программ.

Экологическая безопасность энергетики

Функционирование и развитие энергетики наталкиваются на ряд экологических проблем, угрожающих стать в последующие годы все более острыми, поскольку ТЭК является одним из основных источников загрязнения окружающей природной среды.

Одной из крупнейших экологических проблем в ТЭК, особенно острой для традиционных нефтедобывающих регионов, является загрязнение природной среды нефтью и нефтепродуктами. Темпы утилизации отходов остаются низкими, планы крупномасштабного использования отходов не реализуются.

Серьезной проблемой является негативное воздействие деятельности предприятий ТЭК в энергодобывающих и энергопроизводящих регионах. Следует иметь в виду также недостаточный уровень экологической безопасности технологических процессов, высокий моральный и физический износ основного оборудования, недостаточную развитость природоохранной структуры (систем предотвращения и снижения негативных воздействий на природную среду).

Осуществление программы освоения новых месторождений северных и восточных территорий (Тимано-Печорский регион, полуостров Ямал, Восточная Сибирь, Дальний Восток) требует решения проблемы сохранения чрезвычайно уязвимых экосистем этих удаленных регионов с суровыми природно-климатическими условиями.

Одной из важнейших проблем является обеспечение экологической безопасности при реализации крупномасштабных проектов освоения нефтегазовых месторождений шельфа арктических морей и острова Сахалин, месторождений Каспийского и Балтийского морей. Эти проекты реализуются в районах, богатых биоресурсами, в том числе ценными видами рыб и другими объектами водного промысла.

Целью политики в области обеспечения экологической безопасности является последовательное ограничение нагрузки ТЭК на окружающую среду, приближение к соответствующим европейским экологическим нормам.

Для реализации указанной политики предусматриваются:

экономическое стимулирование использования высокоэкологичных производств, экологически чистых малоотходных и безотходных технологий производства и потребления энергоресурсов за счет установления жестких экологических требований к деятельности предприятий и продукции ТЭК, создания системы компенсационных выплат государству за их нарушение (принцип организации системы таких компенсаций будет закреплен законодательно и носить характер экономических платежей, в том числе в страховые фонды превентивных мероприятий), рационализации размеров платежей за пользование природными ресурсами, введения и правовой регламентации принципов экологического страхования;

ужесточение контроля за соблюдением экологических требований при реализации инвестиционных проектов, совершенствование системы государственной экологической экспертизы;

создание экологически чистых энерго- и ресурсосберегающих малоотходных и безотходных технологий, обеспечивающих рациональное производство и использование топливно-энергетических ресурсов, снижение выбросов (сбросов) загрязняющих веществ в окружающую среду, а также парниковых газов, сокращение образования отходов производства и других агентов вредного воздействия;

последовательное проведение специальных природоохранных мероприятий, строительство и реконструкция природоохранных объектов, в том числе по улавливанию и обезвреживанию вредных веществ из отходящих газов, очистке сточных вод; увеличение темпов рекультивации земель, загрязненных и нарушенных в процессе строительства и эксплуатации энергетических объектов, использование отходов производства в качестве вторичного сырья;

экономическое стимулирование рационального использования попутного нефтяного газа, прекращение практики сжигания его в факелах (в первую очередь за счет создания экономически выгодных условий для переработки и использования такого газа);

развитие экологически чистых технологий сжигания угля как условие реализации прогнозов роста его потребления электростанциями и другими промышленными объектами;

улучшение качества угольного топлива (в том числе развитие обогащения, переработки, брикетирования и др.); увеличение объемов использования шахтного метана и водоугольного топлива;

увеличение производства высококачественных моторных топлив с улучшенными экологическими характеристиками, соответствующих европейским нормам, совершенствование нормативной базы качества нефтепродуктов и уровней выброса загрязняющих веществ;

разработка программы минимизации экологического ущерба от деятельности гидроэлектростанций;

организация работ по сертификации природоохранных технологий и технических средств;

организация обучения и подготовка специалистов в области природоохранной деятельности.

Решение указанных задач потребует создания гармонизированной законодательной и нормативно-правовой базы, стимулирующей инвестиции и регламентирующей обеспечение экологической безопасности и охрану окружающей среды, отвечающей современным экологическим требованиям и уровню научно-технических достижений, а также формирования единой информационной системы экологического мониторинга.

В соответствии с Киотским протоколом к Рамочной конвенции ООН об изменении климата Россия в случае его ратификации берет на себя обязательство сохранить в 2008-2012 годах выбросы парниковых газов на уровне 1990 года. По оценкам, в топливно-энергетической сфере к 2010 году объем выбросов парниковых газов составит 75-80 процентов от уровня 1990 года и даже в 2020 году не достигнет этого уровня, что позволит России выполнить указанное обязательство. При этом будут установлены институциональные и правовые нормы организации проектов, реализуемых в рамках этого Протокола, обеспечивающие эффективность и прозрачность их реализации.

2. Недропользование и управление государственным фондом недр

Текущее состояние минерально-сырьевой базы ТЭК свидетельствует о несовершенстве сложившейся системы недропользования и о недостаточной эффективности управления государственным фондом недр, а также о необходимости внесения принципиальных изменений в сформировавшиеся механизмы воспроизводства сырьевой базы углеводородов, которые не учитывают правовых и экономических реалий, сложившихся в России за годы реформ.

Несовершенство системы государственного управления и контроля в области использования и воспроизводства стратегических видов сырья приводит к форсированной отработке лучших по качеству запасов, низким темпам ввода новых месторождений, нарушениям проектов разработки осваиваемых месторождений, недостаточным темпам подготовки запасов и другим негативным тенденциям, угрожающим энергетической безопасности страны.

Основная цель государственной энергетической политики в области недропользования и управления государственным фондом недр, осуществляемой в соответствии с принципами и положениями Основ государственной политики в области использования минерального сырья и недропользования, - обеспечение воспроизводства минерально-сырьевой базы углеводородных и иных топливно-энергетических ресурсов и рациональное использование недр Российской Федерации для обеспечения устойчивого экономического развития государства.

Для достижения указанной цели предусматриваются:

совершенствование и координация управления развитием минерально-сырьевой базы ТЭК на основе средне- и долгосрочных программ изучения недр с учетом прогнозируемых уровней потребления горючих полезных ископаемых;

координация взаимодействия органов исполнительной власти всех уровней, закрепление за федеральными органами исполнительной власти полномочий по стратегическому планированию развития минерально-сырьевого комплекса ТЭК, основных регулирующих и контрольных функций, четкое разграничение исполнительно-распорядительных функций в вопросах государственного регулирования отношений недропользования;

совершенствование законодательства Российской Федерации о недрах, предусматривающего возможность предоставления права пользования участками недр как на административной, так и на гражданско-правовой основе, включая договоры концессии, упорядочение механизма предоставления права пользования недрами с четкой регламентацией всех стадий и этапов процесса лицензирования, упрощения процедуры выдачи лицензий в отношении небольших месторождений для обеспечения местных потребностей в топливно-энергетических ресурсах, закрепления в лицензиях и договорах на пользование участками недр обязательств недропользователей по выполнению объемов и видов работ, связанных с пользованием недрами, этапами и сроками освоения месторождений, проверки финансовой состоятельности заявителя при решении вопроса о предоставлении права пользования недрами;

разработка и реализация программ предоставления в пользование участков недр и расширение практики проведения открытых аукционов на право пользования недрами, в том числе с выдачей совмещенных лицензий на поиск (разведку) и разработку запасов;

создание недропользователям надежных правовых условий для принятия ими долгосрочных инвестиционных решений по разработке уникальных углеводородных месторождений и строительству транспортных систем для их освоения и эксплуатации;

перераспределение основных объемов работ по геологическому изучению, поиску и разведке месторождений полезных ископаемых в добывающих регионах с развитой инфраструктурой от государства к недропользователям при одновременном принятии мер по стимулированию инвестиций в воспроизводство минерально-сырьевой базы страны;

обеспечение наиболее полного извлечения углеводородного сырья, использование новой техники и технологий, повышающих конечную нефтеотдачу пластов;

ведение разработки месторождений полезных ископаемых только в соответствии с утвержденными проектными технологическими документами на разработку при условии обязательного выполнения проектных решений;

переоценка сырьевой базы углеводородов и угля в соответствии с разрабатываемой классификацией;

применение санкций к недропользователям, нарушающим условия пользования недрами, в том числе за умышленную консервацию месторождений полезных ископаемых и отдельных скважин, разработка мер по повышению экономической ответственности недропользователей за невыполнение инвестиционных обязательств и неэффективное использование минерально-сырьевых ресурсов;

усиление контроля за эффективной разработкой запасов и обеспечением их рационального освоения в течение длительного периода времени.

3. Развитие внутренних топливно-энергетических рынков

Проведение либерализации условий функционирования и частичной приватизации предприятий энергетического сектора в период экономических реформ не сопровождались мерами по демонополизации и формированию эффективной структуры внутренних энергетических рынков.

Система внутренней торговли всеми видами энергетических ресурсов характеризуется недостаточным уровнем конкуренции, отсутствием объективных индикаторов спроса и предложения, непрозрачностью финансовых потоков и принципов формирования цен. Для торговли энергоресурсами характерно наличие закрытых картельных цепочек, препятствующих формированию справедливых, экономически оправданных цен, повышению качества продукции и допускающих создание искусственного дефицита товара.

Целью политики в данной сфере является устойчивое удовлетворение внутреннего спроса на энергетические ресурсы высокого качества по стабильным и приемлемым для российских потребителей ценам на основе создания и развития прозрачных энергетических рынков с высоким уровнем конкуренции и справедливыми принципами организации торговли.

Основными составляющими развития внутренних топливно-энергетических рынков являются:

меры структурной политики в энергетическом секторе (включая реформирование естественных монополий), направленные на построение конкурентных отношений в отраслях топливно-энергетического комплекса;

взаимосвязанные меры ценового (тарифного), налогового и таможенного регулирования;

формирование цивилизованных правил и институтов торговли энергетическими ресурсами;

создание и развитие соответствующих механизмов государственного контроля над энергетическими рынками.

Меры структурной политики предусматривают:

формирование рациональной конфигурации топливно-энергетических рынков с учетом диверсификации отраслевой и территориальной структуры размещения производства, оптимального централизованного энергоснабжения, структуры и механизмов регионального и межрегионального оборота товаров;

совершенствование организационной структуры ТЭК и системы корпоративных отношений путем формирования конкурентной среды, в том числе в газовой отрасли и электроэнергетике, стимулирования развития независимых производителей топлива и энергии, создания эффективных систем управления государственной собственностью;

регулирование государством в течение всего рассматриваемого периода цен (тарифов) в естественно-монопольных сферах деятельности.

Будет продолжено реформирование электроэнергетики на основе разграничения естественно-монопольных и конкурентных видов деятельности, преобразование существующего федерального (оптового) рынка электрической энергии (мощности) в полноценный конкурентный оптовый рынок электроэнергии, формирование розничных рынков электроэнергии.

Приоритетными направлениями структурных изменений в газовой отрасли будут повышение прозрачности финансово-хозяйственной деятельности открытого акционерного общества "Газпром" на основе раздельного учета затрат по видам деятельности, совершенствование системы внутренней торговли газом, включая ликвидацию препятствующих ее развитию узких мест газотранспортной системы, и поэтапный переход к эффективному внутреннему рынку газа.

Взаимосвязанные меры ценового (тарифного), налогового и таможенного регулирования должны обеспечить макроэкономическую и социальную стабильность, благоприятные условия для роста экономики страны с учетом необходимости повышения финансовой устойчивости и инвестиционной привлекательности российских топливно-энергетических компаний. Для этого предусматриваются:

поэтапная ликвидация диспропорций между ценами на основные энергоносители на основе приближения цен на природный газ вначале к уровню самофинансирования отрасли (с учетом необходимых инвестиций), а затем - к уровню, обеспечивающему равную выгоду поставок газа на экспорт и на внутренний рынок (с использованием в том числе мер таможенного и налогового регулирования);

дифференциация цен (тарифов) на энергоносители, отражающая различия издержек при транспортировке топливно-энергетических ресурсов и реализации продукции ТЭК разным категориям потребителей (время суток, сезонность, объем потребления, мощность);

ликвидация перекрестного субсидирования;

адресные дотации малообеспеченным слоям населения в форме жилищных субсидий в пределах социальных норм потребления;

повышение в рамках налоговой реформы стимулирующей роли налогов для роста объемов производства, развития и эффективного использования сырьевой базы ТЭК, переход системы налогообложения в сфере добычи органического топлива на рентную основу;

формирование системы таможенных платежей за экспортируемую продукцию ТЭК, гибко отражающей влияние конъюнктуры мировых рынков на состояние внутреннего рынка энергоносителей и на экономику предприятий ТЭК и стимулирующей экспорт товаров высокой степени переработки.

Формирование правил и институтов торговли энергетическими ресурсами предусматривает:

разработку нормативно-правовой базы и правил деятельности участников энергетических рынков;

установление недискриминационных для всех участников рынка правил доступа к его инфраструктуре;

повышение прозрачности сделок купли-продажи энергоресурсов, развитие системы лицензирования торговли как условия либерализации цен в соответствующих секторах ТЭК;

создание организованных институтов открытой торговли энергетическими ресурсами на биржевых принципах с равным доступом всех поставщиков и потребителей.

Развитие биржевой торговли позволит достоверно определять цены на топливные ресурсы в конкретном регионе, объективно исчислять налоги и сборы, сравнивать цены на одни и те же топливные ресурсы в различных регионах, а также цены по сделкам, заключенным внутри нефтяных компаний и на бирже в одном регионе. Биржевая торговля реальными товарами позволит организовать торговлю производными инструментами (фьючерсные, форвардные и опционные сделки, хеджирование), что необходимо для управления рисками данных рынков, которым свойственны резкие колебания цен.

Дополнительная стабилизация рынков может быть обеспечена путем развития системы государственного резервирования отдельных видов энергетических ресурсов для проведения организованных товарных интервенций.

Создание и развитие механизмов государственного контроля дерегулируемых энергетических рынков предусматривают:

совершенствование способов антимонопольного контроля энергетических рынков (общероссийского и региональных), недопущение монополизации отдельных сегментов рынка;

обеспечение эффективного контроля за деятельностью технологического и коммерческого операторов энергетических рынков, а также за коммерческой деятельностью поставщиков энергетических ресурсов;

профилактику и пресечение злоупотребления хозяйствующими субъектами своим доминирующим положением на соответствующих рынках;

контроль уровня экономической концентрации (с использованием поведенческих и структурных требований, направленных на обеспечение конкуренции);

создание интегрированной системы мониторинга топливно-энергетических рынков.

Указанные меры позволят повысить конкуренцию и ограничить рост цен на топливо и энергию при ликвидации сложившихся ценовых диспропорций на энергоресурсы и обеспечении самофинансирования организаций ТЭК.

4. Формирование рационального топливно-энергетического баланса

Топливно-энергетический баланс является основным инструментом выявления диспропорций в процессе прогнозирования и установления равновесия между спросом и предложением на энергоресурсы от добычи до их потребления. В то же время использование топливно-энергетического баланса до сих пор не является системным, охватывающим все необходимые уровни (в частности региональный). Необходимо совершенствование информационной базы и методологии балансовых расчетов с целью повышения надежности и обоснованности получаемых результатов.

Энергетическая стратегия сформирована с учетом оптимизации топливно-энергетического баланса России по структуре и в разрезе отраслей и регионов. Для этого исходя из прогнозов конъюнктуры мировых энергетических рынков, возможностей прироста запасов топлива и развития производственных мощностей, научно-технического прогресса и других факторов определены такие объемы внутреннего спроса, экспорта произведенных энергоресурсов, их импорта и производства, капиталовложения в топливно-энергетические отрасли и динамика цен на топливо и электроэнергию (в том числе регулируемых), которые при прочих равных условиях должны обеспечивать наибольшие темпы экономического роста.

Разработанные балансы топливно-энергетических ресурсов предусматривают (рис.3):

рост производства и потребления электроэнергии, являющийся необходимым условием развития экономики и повышения комфортности жизни населения;

существенное повышение эффективности потребления топлива и электроэнергии в экономике страны и в жилищно-коммунальном секторе за счет энергосбережения;

совершенствование структуры производства электроэнергии, в том числе за счет опережающего роста выработки на атомных электростанциях и более полного использования потенциала гидроэнергетики, прежде всего в результате завершения строительства ранее начатых объектов;

улучшение качества нефтепродуктов при одновременном повышении эффективности переработки нефти;

комплексную переработку природного и попутного газа и увеличение использования газа на нетопливные нужды;

расширение использования экономически эффективных возобновляемых источников энергии.

Оптимизация расходной части топливно-энергетического баланса предусматривает реализацию мер по экономически эффективному энергосбережению и совершенствование структуры спроса на энергоносители по следующим основным направлениям:

продолжение электрификации экономики с ростом потребления электроэнергии в 1,05 - 1,1 раза быстрее общего спроса на энергию за счет повышения электровооруженности труда в промышленности, сельском хозяйстве и быту;

замедление роста расхода энергоресурсов на централизованное теплоснабжение в 1,07 - 1,1 раза относительно общего энергопотребления в связи с большими возможностями для снижения потерь и экономии тепла, а также опережающего развития его локальных и индивидуальных источников;

увеличение потребления моторных топлив темпами, в 1,2 раза превосходящими темпы роста общего энергопотребления, при более широком использовании заменителей нефтепродуктов (сжиженного и сжатого газа, водорода);

преодоление тенденции нарастающего доминирования природного газа на внутреннем энергетическом рынке с уменьшением его доли в общем энергопотреблении (включая расход на производство электроэнергии и тепла) с 50 процентов в настоящее время до 49 процентов в 2010 году и 46 процентов в 2020 году (рис.4) за счет увеличения выработки электроэнергии на атомных и гидроэлектростанциях (с 10,8 до 12 процентов), потребления жидкого топлива (с 20 до 22 процентов) и угольной продукции (с 19 до 20 процентов).

Разработанный топливно-энергетический баланс предусматривает рост экспорта энергоресурсов при безусловном удовлетворении внутренних потребностей в соответствии с динамикой мировых цен и изменением структуры поставок, а также возможности импорта.

Динамика добычи основных видов топлива обусловлена необходимыми объемами и стоимостью работ по приросту их разведанных запасов, ценой каждого вида топлива на внутреннем и внешнем рынках, а главное - зависимостью стоимости их производства от масштабов развития основных топливных баз. Моделирование топливно-энергетического баланса, направленное на поиск равновесия между ценами производства, транспортировки и реализации энергоресурсов, позволяет прогнозировать развитие добычи, переработки и распределения топлива, которое соответствует интересам участников рынка и наиболее эффективно обеспечивает внутренний спрос и экспорт энергоресурсов.

Политика формирования рационального топливно-энергетического баланса должна задавать ориентиры для разработки программ развития компаний ТЭК, обеспечивая их согласованность с программой социально-экономического развития страны. Для этого необходимы расширение использования перспективного (индикативного) топливно-энергетического баланса как одного из инструментов, обеспечивающего управление стратегическим развитием энергетического сектора, и согласованность балансов топливно-энергетических ресурсов с региональными и федеральным бюджетами и с финансовыми планами компаний ТЭК.

5. Региональная энергетическая политика

Государственная региональная политика должна учитывать принципиальные различия условий энергообеспечения и структуры топливно-энергетических балансов северных, южных и центральных районов европейской части России, Урала, Сибири, Дальнего Востока и районов Крайнего Севера. Правильный учет этих различий - обязательное условие обеспечения их энергетической безопасности.

Территориальный фактор в целом негативно сказывается на конкурентоспособности российской экономики из-за необходимости значительных транспортных расходов, так как большая часть России - территория с очень низкой плотностью населения. Это резко увеличивает затраты на создание транспортной инфраструктуры, систем телекоммуникаций и энергообеспечения.

Региональная энергетическая политика основана на сочетании принципа реализации конституционных полномочий субъектов Российской Федерации, обладающих всей полнотой государственной власти по предметам, не отнесенным к ведению Российской Федерации и совместному ведению Российской Федерации и субъектов Российской Федерации, с принципом соблюдения единства экономического пространства России и недопущения ограничений на экономическую интеграцию регионов.

Целями государственной региональной энергетической политики на федеральном уровне являются создание единого экономического пространства в энергетической сфере путем развития межрегиональных рынков энергоресурсов и транспортной инфраструктуры, оптимизация территориальной структуры производства и потребления топливно-энергетических ресурсов.

Районы Российской Федерации с высокой стоимостью энергоресурсов и низкой их обеспеченностью (Дальний Восток, Забайкалье, Северный Кавказ, Калининградская область, Алтайский край и другие) являются приоритетными в развитии энергетики.

Необходима диверсификация системы снабжения энергетическими ресурсами районов Крайнего Севера и приравненных к ним местностей. Для каждого из них должны разрабатываться индивидуальные программы обеспечения энергетическими ресурсами.

Региональная энергетическая политика предусматривает:

законодательное разграничение полномочий и ответственности в сфере регулирования энергетического сектора между федеральными и региональными органами исполнительной власти и органами местного самоуправления для достижения баланса интересов органов государственной власти, предприятий энергетического сектора и потребителей энергоресурсов;

учет географической асимметрии в обеспеченности природными энергетическими ресурсами и в структуре потребления энергоресурсов разных регионов России, принципиальные различия в условиях их энергоснабжения, субсидирование создания сезонных запасов топлива в "критических" регионах;

максимально возможное, но экономически эффективное использование в регионах местных источников топливно-энергетических ресурсов.

Реализация региональной энергетической политики осуществляется посредством тех же механизмов, что и энергетической политики в целом. При этом необходимо приведение регионального законодательства в соответствие с федеральным.

Для достижения основных целей и реализации приоритетов региональной энергетической политики предусматривается осуществление региональными органами управления энергетическим хозяйством функций в области:

разработки и реализации региональных энергетических программ (в том числе программ топливо- и энергообеспечения и энергосбережения регионов);

проведения активной энергосберегающей политики, создания и управления региональными фондами энергосбережения;

организации и регулирования теплоснабжения, модернизации и рационализации теплового хозяйства и теплоснабжения потребителей жилищно-коммунального комплекса;

поддержки независимых производителей топлива и энергии, использующих энергоресурсы местного значения, обеспечивающих доработку истощенных месторождений, создающих новые генерирующие мощности в энергетике и осваивающих возобновляемые источники энергии;

развития социальной инфраструктуры и коммунально-бытовой сферы на долевой основе с производственными структурами ТЭК;

участия в разработке и реализации программ санации убыточных предприятий ТЭК;

контроля за соблюдением субъектами ТЭК федерального и регионального законодательства, в том числе в области охраны окружающей среды.

Существенное значение для реализации региональной энергетической политики приобретает координация деятельности органов власти субъектов Российской Федерации в рамках федеральных округов, включая уточнение прогнозов территориальной динамики производства и потребления энергоресурсов, согласование мероприятий региональных энергетических и федеральных целевых программ.

6. Социальная политика в энергетике

Одной из важнейших задач государственной энергетической политики является гарантированное обеспечение энергетическими ресурсами населения, социально значимых и стратегических объектов по доступным ценам.

Сравнительно высокий уровень расходов на энергообеспечение в доходах малообеспеченных слоев населения, недостаточный уровень социальной поддержки реформ обуславливают необходимость проведения активной социальной политики, целью которой является минимизация негативных последствий повышения цен на энергоресурсы для социально незащищенных групп населения.

Для достижения этой цели необходимо:

обеспечить рост среднедушевых доходов населения не менее чем в 3,4 - 3,7 раза, в том числе для компенсации расходов на топливо и энергообеспечение - в 2,3 - 2,4 раза;

обеспечить согласованность реформ жилищно-коммунального хозяйства, межбюджетных отношений и ликвидации перекрестного субсидирования;

создать институты, ответственные за снабжение населения, объектов жизнеобеспечения и стратегических объектов (гарантирующих поставщиков) энергоресурсами в необходимом объеме;

создать эффективную систему адресной социальной защиты малоимущих слоев населения;

осуществить рационализацию системы расходования бюджетных средств, направляемых на социальные нужды.

Помимо перечисленных мер, затрагивающих все население страны, необходимо реализовать специальный комплекс мероприятий, направленных на решение проблем социальной сферы ТЭК, включая:

обеспечение кадрами при освоении новых месторождений, находящихся в труднодоступных районах;

создание безопасных условий труда на предприятиях ТЭК, снижение аварийности и травматизма;

диверсификацию производства в городах, построенных на базе градообразующих предприятий ТЭК;

разработку новых социальных технологий для обеспечения занятости высвобождаемых работников;

создание системы альтернативного трудоустройства молодежи на градообразующих предприятиях;

создание условий, облегчающих переезд работников, высвобождаемых с предприятий ТЭК при выработке трудового стажа, а также высвобождаемых в результате закрытия предприятий, в другие регионы России;

разработку комплекса мер по предоставлению компенсаций и льгот лицам, желающим приобрести жилье по новому месту жительства;

реализацию специальных рекреационно-реабилитационных программ для вахтовиков;

разработку и реализацию комплексной системы образования и повышения квалификации специалистов всех уровней, а также совершенствование системы переквалификации и переподготовки кадров в соответствии с современными требованиями;

активизацию работы по созданию специализированных систем негосударственного пенсионного обеспечения;

реализацию мер государственной поддержки социальной сферы регионов с падающей добычей нефти, газа и угля, которые невозможно финансировать на местном уровне;

развитие социального партнерства на основе отраслевых тарифных соглашений в целях поддержания социальной стабильности в отраслях ТЭК.

7. Внешняя энергетическая политика

Интеграция России с мировой системой оборота энергоресурсов, международное сотрудничество в области освоения и разработки топливно-энергетических ресурсов, повышения эффективности их использования и освоения новых энергетических рынков являются важнейшими направлениями энергетической политики страны.

Целями внешней энергетической политики являются:

укрепление позиции России на мировых энергетических рынках, максимально эффективная реализация экспортных возможностей отечественного ТЭК, рост конкурентоспособности его продукции и услуг на мировом рынке;

установление недискриминационного режима внешнеэкономической деятельности в энергетическом секторе, доступность для российских энергетических компаний зарубежных рынков энергоресурсов, финансовых рынков, передовых энергетических технологий;

содействие привлечению в рациональных масштабах и на взаимовыгодных условиях зарубежных инвестиций.

Исходя из этих целей политика в этой сфере направлена на:

получение наибольшей выгоды для государства от внешнеэкономической деятельности с учетом оценки взаимосвязанных последствий политики в области экспорта, импорта и транзита, присутствия российских компаний на мировых рынках энергоресурсов и капитала;

стимулирование диверсификации товарной структуры экспорта, повышения объема вывоза продукции с более высокой долей добавленной стоимости;

диверсификацию рынков сбыта энергоресурсов, расширение географии присутствия российских компаний на международных рынках при условии экономической целесообразности такого расширения;

поддержку проектов по активизации привлечения иностранного капитала в Россию;

развитие новых форм международного сотрудничества в энергетике;

создание механизмов координации государственной политики в области внешнеторгового регулирования в энергетической сфере.

Стратегически важным является укрепление позиции России на мировых нефтяном и газовом рынках, с тем чтобы в течение предстоящего двадцатилетия максимально реализовать экспортные возможности отечественного ТЭК и внести вклад в обеспечение экономической безопасности страны, оставаясь стабильным и надежным партнером для европейских государств и всего мирового сообщества. Новым фактором в период до 2020 года будет являться участие России как крупного поставщика энергоресурсов в обеспечении международной энергетической безопасности.

Стратегические интересы России обусловливают необходимость формирования единой энергетической и энерготранспортной инфраструктуры в сопредельных регионах Европы и Азии, развития международных энерготранспортных систем и обеспечения недискриминационного транзита энергоносителей. В этих целях государство будет поощрять участие российских акционерных обществ и компаний в разработке и реализации крупномасштабных международных проектов транспорта газа, нефти и электроэнергии как в западном, так и в восточном направлениях.

Уникальное географическое и геополитическое положение России создает все необходимые предпосылки для того, чтобы транзит энергоресурсов обеспечивал надежность ее снабжения топливно-энергетическими ресурсами, их эффективный экспорт и получение дохода от транзитных функций.

Глобальный характер энергетических проблем и все большая их политизация, а также влиятельное положение ТЭК России в системе мировой энергетики выдвинули энергетический фактор в число базовых элементов российской дипломатии. Ее основными задачами в рассматриваемый в настоящем документе период времени являются:

внешнеполитическое обеспечение реализации Энергетической стратегии;

дипломатическая поддержка интересов российских топливно-энергетических компаний за рубежом;

активный диалог в области энергетики со странами Содружества Независимых Государств, Евразийского экономического сообщества, Северо-Восточной Азии, Европейского союза, а также с США и другими государствами и международными организациями.

Россия, являясь одним из крупнейших в мире производителей, экспортеров и потребителей энергоресурсов, будет в целях обеспечения справедливых цен на энергоресурсы активно вести диалог со странами, производящими и потребляющими энергоресурсы, участвуя в работе международных энергетических конференций, сотрудничая с промышленно развитыми странами на основе декларации о сотрудничестве с Международным энергетическим агентством и в рамках "восьмерки", а также взаимодействуя с ведущими странами - экспортерами нефти - как независимыми, так и членами ОПЕК.

Важное значение для проведения эффективной политики на внешних топливно-энергетических рынках будет иметь ее законодательное обеспечение. Необходимо принять законы и поправки к действующим законам в части регламентирования вывоза капитала из России и инвестиций российских компаний за рубежом, поддержки отечественных компаний в борьбе за ресурсы и рынки сбыта энергоносителей, развития совместных предприятий и привлечения иностранных инвестиций в добычу (производство) энергоресурсов в стране, включая выработку электроэнергии.

В целях координации внешнеэкономической деятельности и внешнеполитической поддержки отечественных топливно-энергетических компаний необходимо создание соответствующей межведомственной комиссии и повышение эффективности работы созданных органов управления ТЭК в рамках Содружества Независимых Государств и Союзного государства. Необходима долгосрочная программа развития экспорта топливно-энергетических ресурсов.

8. Этапы реализации государственной энергетической политики

Этапность социально-экономического развития страны и многообразие накопившихся проблем и факторов, сдерживающих развитие ТЭК, обусловливают необходимость поэтапного осуществления долгосрочной государственной энергетической политики.

В условиях проведения в России в ближайшие 6 - 7 лет ряда социально-экономических реформ (железнодорожного транспорта, электроэнергетики, налоговой, межбюджетных отношений, жилищно-коммунального хозяйства) необходимо обеспечить предсказуемость параметров развития энергетического сектора и возможность управления ими. Поэтому на первом этапе реализации государственной энергетической политики относительно больший вес (по сравнению с последующим периодом) будут иметь меры прямого государственного регулирования.

На этом этапе особое значение будут иметь программа повышения цен на газ и механизмы минимизации негативных социально-экономических последствий общего роста цен на энергоресурсы.

Предусматривается, что к концу первого этапа цены на газ будут приближены к уровню самофинансирования отрасли с учетом необходимых инвестиций.

Одним из главных приоритетов создания на первом этапе рыночной среды будет развитие ее инфраструктуры (рыночные механизмы, институты открытой торговли энергоресурсами, инфраструктура их транспорта). Для этого потребуется осуществление следующих мер:

разработка единого порядка и методологии ценового (тарифного) регулирования организаций естественных монополий в топливно-энергетическом комплексе;

ограничение рыночной концентрации в ТЭК, усиление антимонопольного регулирования на рынках энергетических ресурсов;

создание топливно-энергетических бирж;

разработка механизмов регулирования доступа независимых производителей энергоресурсов к трубопроводной системе и перерабатывающим мощностям;

разработка программы устранения существующих технологических ограничений по передаче электроэнергии между территориями Российской Федерации.

Вводимые перспективные нормы, стандарты и регламенты повысят предсказуемость развития энергетики и позволят участникам энергетического рынка подготовиться к применению указанных требований.

В рамках этого направления предусматриваются:

разработка технических регламентов в сфере добычи (производства), переработки, транспортировки и распределения топлива и энергии;

разработка новой классификации запасов, перспективных и прогнозных ресурсов углеводородов и угольной продукции;

приведение требований отечественных стандартов в части экологических характеристик моторных топлив в соответствие с нормативами Европейского союза;

разработка новой редакции правил разработки нефтяных и газовых месторождений;

разработка системы мер по повышению качества угольной продукции, переход на международную систему обеспечения качества поставляемых углей;

разработка правил энергоснабжения населения, электроснабжения и теплоснабжения в Российской Федерации;

разработка системы стандартизации и сертификации оборудования для возобновляемых источников энергии.

Одним из важнейших направлений в ближайшие годы станет также поддержка и стимулирование стратегических инициатив, без достаточного развития которого на первом этапе не удастся аккумулировать необходимые средства для крупных проектов по развитию ТЭК. Для этого предусматривается разработка целого ряда проектов и программ, в частности:

уточнение федеральной целевой программы "Энергоэффективная экономика" на 2002 - 2005 годы и на перспективу до 2010 года и ее подпрограмм с учетом мероприятий, предусмотренных настоящим документом;

разработка региональных энергетических программ на основе положений настоящего документа;

разработка программы модернизации и строительства портовых терминалов по перевалке энергетических ресурсов;

разработка программы освоения нефтегазовых ресурсов Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) и организации поставок углеводородов на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона;

разработка программы комплексного промышленного освоения месторождений полуострова Ямал;

разработка программы развития систем магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов в Российской Федерации;

разработка долгосрочной программы ресурсосбережения в отраслях промышленности и мер экономического стимулирования ее реализации;

разработка программы реконструкции и развития Единой системы газоснабжения с участием открытого акционерного общества "Газпром" и независимых производителей газа;

разработка программы развития газоперерабатывающих и газохимических производств, поддержки производства и распределения сжиженного природного газа;

разработка мер по развитию отечественного производства продукции энергетического и горного машиностроения;

поддержка инвестиционных проектов по строительству новых электростанций на основе высокоэффективных и экологически чистых технологий использования угля.

Предусматривается, что к моменту окончания первого этапа реализации государственной энергетической политики (2009 - 2010 годов) будет создана база для устойчивого поступательного развития энергетического сектора, включающая:

формирование целостной и апробированной нормативно-законодательной базы, создание энергетических рынков с высоким уровнем конкуренции и справедливыми принципами организации торговли;

завершение преобразований, выводящих смежные секторы экономики на новый уровень энергоэффективности;

реализацию имеющегося экспортного потенциала нефтегазового комплекса и достижение в основном стабильных позиций энергетических компаний на внешних и внутренних топливно-энергетических рынках;

переход от "локомотивной" роли топливно-энергетического комплекса в экономике страны к естественной функции эффективного и стабильного поставщика топливно-энергетических ресурсов для нужд экономики и населения.

На втором этапе реализации государственной энергетической политики должна возникнуть качественно иная ситуация развития энергетики, характеризующаяся стабильными и благоприятными условиями для реализации коммерческих инициатив участников энергетического рынка.

Предусматривается, что на этом этапе формирование качественно нового топливно-энергетического комплекса страны будет характеризоваться:

дальнейшим ростом открытости энергетических рынков в рамках сформированной на предыдущем этапе рыночной (прежде всего энерготранспортной) инфраструктуры;

ускоренной реализацией существующего задела в атомной и гидроэнергетике, угольной отрасли, развитием нефтехимии и газохимии, созданием необходимого задела для реализации крупных перспективных проектов (в том числе по освоению нефтегазовых провинций в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на Ямале и на шельфах морей) с соответствующим ростом объемов ежегодных инвестиций в ТЭК (не менее чем в 1,5 раза по сравнению с предыдущим периодом);

увеличением вклада научно-технического и инновационного потенциала в повышение эффективности энергетического сектора страны;

созданием базы для существенного увеличения в дальнейшем доли возобновляемых источников энергии и перехода к энергетике будущего.

V. Перспективы спроса на российские энергоресурсы

1. Формирование спроса на топливо и энергию на внутреннем рынке

Современная экономика России энергорасточительна. Энергоемкость валового внутреннего продукта (при расчете его по паритету покупательной способности валют) превышает среднемировой показатель в 2,3 раза, а по странам Европейского союза - в 3,1 раза. В последнее двадцатилетие в развитых странах наблюдался энергоэффективный экономический рост (на 1 процент прироста валового внутреннего продукта приходилось в среднем лишь 0,4 процента прироста потребления энергоносителей). В результате энергоемкость валового внутреннего продукта в среднем по миру уменьшилась за этот период на 19 процентов, а в развитых странах - на 21 - 27 процентов. В России же из-за глубокого экономического кризиса энергоемкость валового внутреннего продукта не снижалась, а увеличилась (в 1990 - 1998 годах - на 18 процентов). Лишь в последние годы по мере восстановления экономики она начала снижаться на 2 - 3 процента ежегодно. Существующий потенциал энергосбережения составляет 360 - 430 млн. т у.т., или 39 - 47 процентов текущего потребления энергии. Почти третья часть его сосредоточена в топливно-энергетических отраслях (в том числе четверть - в электроэнергетике и теплоснабжении), еще 35 - 37 процентов в промышленности и 25 - 27 процентов в жилищно-коммунальном хозяйстве.

Примерно 20 процентов потенциала энергосбережения можно реализовать при затратах до 20 долларов США за т у.т., то есть уже при действующих в стране ценах на топливо. Наиболее дорогие мероприятия (стоимостью свыше 50 долларов США за т у.т.) составляют около 15 процентов потенциала энергосбережения. Мероприятия стоимостью от 20 до 50 долларов США за т у.т., обеспечивающие оставшиеся две трети потенциала энергосбережения, требуют значительных суммарных инвестиций. Реализация всего потенциала энергосбережения займет до 15 лет.

Предусматривается, что перестройка структуры экономики и технологические меры экономии энергии уменьшат энергоемкость валового внутреннего продукта на 26 - 27 процентов к 2010 году и от 45 до 55 процентов к концу рассматриваемого периода. При этом до половины прогнозируемого роста экономики сможет быть получено за счет ее структурной перестройки без увеличения затрат энергии, еще 20 процентов даст технологическое энергосбережение и около трети прироста валового внутреннего продукта потребует увеличения расхода энергии (рис. 5).

Сдерживание развития энергоемких отраслей и интенсификация технологического энергосбережения позволят при росте экономики за двадцать лет от 2,3 до 3,3 раза ограничиться ростом потребления энергии в 1,25 - 1,4 раза и электроэнергии - в 1,35 - 1,5 раза (рис.6).

В результате потребность в первичных энергоресурсах на внутреннем рынке России составит к 2010 году 1020 - 1095 млн. т у.т., а к 2020 году - 1145 - 1270 млн. т у.т. (рис. 7).

Основой внутреннего спроса на топливно-энергетические ресурсы при всех вариантах останется природный газ. При этом его доля в расходной части баланса первичных энергоресурсов снизится с 50 процентов в настоящее время до 45 - 46 процентов в 2020 году.

На жидкое топливо (нефть и нефтепродукты) будет приходиться в течение рассматриваемой перспективы 20 - 22 процента, а на твердое топливо - 19 - 20 процентов. Достаточно стабильным будет внутренний спрос и на нетопливные энергоресурсы (электроэнергию и тепло гидро- и атомных электростанций и возобновляемых источников энергии).

В предстоящий период наиболее динамично будет расти потребление моторного топлива - на 15 - 26 процентов к 2010 году и на 33 - 55 процентов к 2020 году. При этом в качестве моторного топлива в предстоящий период будут также использоваться сжиженный и сжатый природный газ. Прогнозируется также, что в мобильной энергетике к 2020 году начнется распространение электрических и водородных двигателей, а также применение топливных элементов.

Несмотря на высокие темпы роста потребления электроэнергии, электроемкость валового внутреннего продукта будет систематически снижаться.

Прогнозируется умеренный рост спроса на централизованное тепло: к 2020 году он превысит уровень 2000 года только на 18 - 25 процентов. Это связано со структурными сдвигами в экономике, реализацией накопленного потенциала экономии тепла и с преимущественным развитием индивидуальных его источников.

Территориальная структура энергопотребления в рассматриваемом периоде не претерпит существенных изменений. Основными потребителями первичных энергоресурсов останутся Приволжский и Центральный федеральные округа (соответственно 22 и 20 процентов), а также Сибирский и Уральский федеральные округа (18 и 17 процентов). Доля Северо-Западного и Южного федеральных округов в суммарном внутреннем энергопотреблении России составит 9 - 10 процентов каждого, а Дальневосточного федерального округа - около 5 процентов.

2. Россия на мировых энергетических рынках

Россия является крупным поставщиком топливно-энергетических ресурсов в зарубежные страны и основным - в страны Содружества Независимых Государств. В течение ближайших лет экспорт энергоресурсов останется ключевым фактором как для развития национальной экономики, так и для экономического и политического положения России в мировом сообществе.

Исходя из целей внешней энергетической политики международная деятельность России в сфере энергетики будет осуществляться по следующим основным направлениям:

экспорт топливно-энергетических ресурсов;

разработка и освоение энергетических ресурсов на территориях других государств;

закрепление присутствия на внутренних энергетических рынках зарубежных государств, совладение сбытовой сетью энергоресурсов и объектами энергетической инфраструктуры в этих странах;

привлечение зарубежных инвестиций в сферу энергетики России;

организация параллельной работы с сопредельными электроэнергетическими объединениями;

транзит энергоресурсов;

международное научно-техническое и правовое сотрудничество.

Интеграция в мировое энергетическое пространство

Интеграция России с мировой экономикой, перспективы вступления страны во Всемирную торговую организацию, либерализация рынка газа в Европе и перемены, происходящие на внешнем рынке, требуют пересмотра тактики не только российских энергетических компаний, но и государства в целом.

Ужесточение конкуренции на традиционных рынках сбыта продукции российских энергетических компаний не повлечет за собой потерю рынков только в случае повышения качества продукции, роста эффективности этих компаний, оптимизации структуры производства, снижения издержек. Приведение российских стандартов в соответствие с международными стандартами позволит существенно улучшить качество российской энергетической продукции, в первую очередь в нефтепереработке, нефтехимии и газопереработке.

В рассматриваемой перспективе Россия по-прежнему останется крупнейшим поставщиком энергоресурсов на мировой рынок (рис.8).

Согласно оценкам, при стабилизации цен нефти в диапазоне 18 - 20 долларов США за баррель российский экспорт топлива и электроэнергии увеличится (относительно уровня 2002 года) на 23 - 25 процентов к 2010 году и 25 - 30 процентов к 2020 году, а при регулярном росте цен до 30 долларов США за баррель экономически эффективный рост экспорта всех видов энергии из России будет соответственно 30 - 35 процентов и 45 - 50 процентов. Если же цены нефти в текущем десятилетии окажутся в диапазоне 13 - 15 долларов США за баррель, то экспорт энергоресурсов придется сократить на 10 - 15 процентов относительно достигнутого уровня. На масштабах вывоза углеводородного сырья будет также сказываться удельный вес его производства с привлечением зарубежного капитала и на условиях соглашений о разделе продукции. В то же время экспортная политика должна предусматривать возможные значительные колебания цен на нефть, а также возможное снижение цен на газ в связи с либерализацией газового рынка Европы.

В целях поддержания энергетической и экономической безопасности необходимо стремиться диверсифицировать направления экспорта энергоресурсов с развитием северного, восточного и южного направлений экспортных потоков российских энергоносителей и последующим увеличением их доли в географической структуре экспорта энергоресурсов. Получит развитие конструктивный диалог в области энергетики со странами Европы, остающимися на сегодняшний день основными потребителями российских топливно-энергетических ресурсов. Формы сотрудничества с европейскими партнерами будут включать реализацию совместных инвестиционных проектов, в первую очередь энерготранспортных, широкое вовлечение европейских инвесторов в проекты развития нефтегазодобычи на территории России (в том числе реализуемые на условиях соглашений о разделе продукции и концессий), взаимодействие в сфере энергосбережения.

Во второй половине прогнозируемого периода возможен выход России на мировой рынок сжиженного природного газа, а также начало экспорта синтетического моторного топлива.

Россия заинтересована в долгосрочном и масштабном вовлечении в свой топливно-энергетический баланс углеводородных ресурсов (особенно природного газа) центральноазиатских стран Содружества Независимых Государств. Это не только позволит экономить ресурсы северных газовых месторождений России для будущих поколений и избежать необходимости форсированных капиталовложений в их разработку, но и даст возможность уменьшить давление на рынки, которые представляют стратегический интерес для самой России.

В интересах России участие национальных компаний в проектах по расширению инфраструктуры транспорта энергоресурсов по территории стран Содружества Независимых Государств. Основными направлениями сотрудничества будут восстановление и дальнейшее развитие единой электроэнергетической системы, укрепление минерально-сырьевой базы, участие в разработке и эксплуатации месторождений нефти и газа и строительстве электроэнергетических объектов в странах Содружества Независимых Государств. К числу стратегических приоритетов относится и решение комплекса проблем на Каспии, включая подготовку конвенции по правовому статусу Каспийского моря.

В качестве одного из ключевых участников мирового энергетического рынка Россия должна активно влиять на установление обоснованных и прогнозируемых цен на энергоресурсы, справедливых и выгодных как для стран-производителей, так и для потребителей энергоресурсов. В то же время государственная политика должна предусматривать возможные значительные колебания цен на энергоресурсы в связи с изменениями ситуации на мировом рынке.

Государство поддержит участие российских компаний в экономически эффективных зарубежных инвестиционных проектах. Принципиальным условием реализации государственной энергетической политики в этой сфере станет повышение эффективности и надежности энергообеспечения отечественных потребителей.

Перспективные внешние рынки

Внешний спрос на топливно-энергетические ресурсы определяется прежде всего темпами развития мировой экономики. По имеющимся оценкам, темпы роста мировой экономики по регионам мира на ближайшие 10 лет составят от 2,5 до 4 процентов. При этом среднегодовой спрос на углеводородное сырье в мире будет также расти умеренными темпами - 2 - 4 процента в год, в Европе - 1,5 -2,5 процента.

В зависимости от темпов и направлений развития мировой экономики, конъюнктуры цен на нефть, перспектив реализации ряда международных проектов (на шельфе Каспийского и Северного морей, в Мексиканском заливе и других) и условий вовлечения в международный оборот запасов нефти Ближнего Востока и Северной Африки экспорт российской нефти может составить от 150 до 310 млн. т в год.

Ожидается, что экспорт российских нефтепродуктов в рассматриваемой перспективе будет снижаться. Это связано как с низким качеством одних нефтепродуктов (прежде всего автомобильного бензина и дизельного топлива) и высокой стоимостью их доставки на внешние рынки, так и со снижением экспортных ресурсов других (в первую очередь прямогонного бензина) в результате опережающего спроса на них на внутреннем рынке. К 2020 году экспорт нефтепродуктов может составить от 30 до 50 млн. т против 75 млн. т в 2002 году.

Россия является крупнейшим в мире экспортером газа. В настоящее время его основной рынок сбыта - Западная Европа. Вторым важным рынком сбыта для России стала Центральная Европа, где российский газ занимает доминирующее положение. Природный газ экспортируется в европейские страны преимущественно в рамках долгосрочных контрактов (сроком до 25 лет) на условиях "бери или плати".

В то же время растущий спрос и емкость рынка газа в странах Тихоокеанского региона делают актуальным более активное освоение газовой отраслью указанного рынка.

К 2020 году ожидается увеличение экспорта российского газа до 275 - 280 млрд. куб. м против 185 млрд. куб. м в 2002 году.

Фактический объем экспорта в дальнее зарубежье в перспективе будет зависеть от размера текущего спроса на газ, уровня цен и степени рисков, которые будут нести производители.

Энергетические рынки Содружества Независимых Государств и стран Европы в перспективе останутся основными рынками сбыта продукции российского ТЭК. Экономический рост в странах Европейского союза и Содружества Независимых Государств должен сыграть положительную роль в увеличении российского экспорта на эти рынки.

Ожидается, что спрос на российские энергоресурсы, прежде всего на нефть и газ, в странах Содружества Независимых Государств также будет расти, что связано, в частности, с необходимостью загрузки приобретенных российскими компаниями нефтеперерабатывающих заводов в этих странах.

Рынок стран Западной и Центральной Европы останется для России одним из крупнейших в предстоящие 20 - 25 лет. Необходимо продолжить конструктивный диалог как с Европейским союзом, так и с другими странами Европы, направленный на расширение рынка сбыта российских энергоресурсов. Сотрудничество может включать в себя реализацию совместных энергетических проектов, обмен опытом в области внедрения передовых научно-технических разработок, совместные усилия в области энергосбережения. При условии взаимодействия реформируемого внутреннего рынка газа с проводимой либерализацией газового рынка Европы и с учетом перспектив формирования единого энергетического пространства российский экспорт нефти и газа в эту группу стран сможет составить в 2020 году соответственно 150 - 160 млн. т и 160 - 165 млрд. куб. м.

В условиях интеграционных процессов в Европе, либерализации электроэнергетического сектора и расширения зоны параллельной работы энергосистем государств Европейского союза предусматривается организация параллельной работы Единой энергетической системы России с энергосистемами Европейских стран. Это должно обеспечить равноправный доступ России на электроэнергетические рынки Европы, развитие торговых отношений, реализацию масштабных системных эффектов, качественно новый уровень сотрудничества и кооперации в электроэнергетике. При этом ожидается рост спроса на российскую электроэнергию в Европе до 20 - 35 млрд. кВт ч к 2010 году и до 30 - 75 млрд. кВт ч к 2020 году.

Преодоление рецессии в экономике США и прогнозы ее долгосрочного роста позволяют рассчитывать на расширение потребности в энергетических ресурсах. США могут стать долгосрочным рынком сбыта продукции российской нефтяной отрасли, а американский капитал - источником инвестиций в развитие отрасли и экспортных направлений транспортировки российской нефти. Кроме того, США в настоящее время являются перспективным рынком сбыта энергетической продукции российской атомной промышленности, а в будущем - и сжиженного природного газа.

Основными партнерами в экономическом сотрудничестве с Азиатско-Тихоокеанским регионом и Южной Азией останутся Китай, Корея, Япония, Индия - перспективные рынки сбыта газа, нефти, электроэнергии, атомных технологий и продукции ядерно-топливного цикла. Доля стран Азиатско-Тихоокеанского региона в экспорте российской нефти возрастет с 3 процентов в настоящее время до 30 процентов в 2020 году, а природного газа - до 15 процентов.

Рынки Ближнего Востока, Южной Америки и Африки представляют интерес прежде всего как потенциальные потребители услуг российских энергетических компаний, а также как импортеры энергетических технологий и оборудования для ТЭК.

Твердые позиции России на мировых энергетических рынках позволят не только обеспечить стабильный доход от экспорта продукции ТЭК, но и существенно укрепить экономические и политические позиции страны в мире.

VI. Перспективы развития топливно-энергетического комплекса

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

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

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

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

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

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

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

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

1. Развитие сырьевой базы топливно-энергетического комплекса

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Основными направлениями научно-технического развития в данной сфере являются:

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

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

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

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

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

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

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

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

2. Нефтяной комплекс

Стратегическими целями развития нефтяного комплекса являются:

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

обеспечение стабильно высоких поступлений в доход консолидированного бюджета;

обеспечение политических интересов России в мире;

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

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

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

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

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

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

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

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

Нефтедобывающая промышленность

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Исходя из современного и прогнозируемого качества сырьевой базы отрасли необходимы:

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

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

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

Основными направлениями научно-технического прогресса в добыче нефти являются:

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

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

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

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

развитие технологий компьютерного проектирования и моделирования процесса разработки нефтяных месторождений;

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

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

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

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

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

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

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

Нефтеперерабатывающая промышленность

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Приоритетными направлениями научно-технического прогресса в нефтепереработке являются:

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

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

получение малосернистого котельного топлива и малосернистого сырья для деструктивной переработки;

разработка технологии и модульного оборудования для переработки тяжелых нефтяных остатков за счет термического воздействия до 430оС без водорода;

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

Инновационная программа должна обеспечить условия для реализации этих приоритетных направлений.

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

Развитие транспортной инфраструктуры нефтяного комплекса

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

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

целесообразностью формирования новых экспортных маршрутов российской нефти и нефтепродуктов;

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

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

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

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

необходимостью расширения наиболее эффективного нефтепродуктопроводного транспорта.

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

Предусматриваются следующие основные направления развития систем транспортировки нефти:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3. Газовая промышленность

Стратегическими целями развития газовой промышленности являются:

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

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

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

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

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

Для достижения этих целей предусматривается решение следующих основных задач:

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

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

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

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

развитие газоперерабатывающей и гелиевой промышленности;

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

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

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

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

Экономические расчеты, сравнение показателей топливоиспользующих устройств друг с другом и планирование необходимо осуществлять на единой базе. Поэтому введено понятие так называемого условного топлива.

Условное топливо представляет собой единицу учета органического топлива, применяемую для сопоставления эффективности различных видов топлива и суммарного учета. Использование условного топлива особенно удобно для сопоставления экономичности различных теплоэнергетических установок.

В качестве единицы условного топлива применяется 1 кг топлива с теплотой сгорания 7000 ккал/кг (29,3 МДж/кг), что соответствует хорошему малозольному сухому углю. Для сравнения укажем, что бурые угли имеют теплоту сгорания менее 24 МДж/кг, а антрациты и каменные угли - 23-27 МДж/кг. Соотношение между условным топливом и натуральным выражается формулой

В т = (Q н р / 7000) В н = Э В н,

где В т - масса эквивалентного количества условного топлива, кг;

В н - масса натурального топлива, кг (твердое и жидкое топливо) или м 3 -

газообразного;

Q н р - низшая теплота сгорания данного натурального топлива, ккал/кг

или ккал/м 3 .

Соотношение Э = Q н р / 7000 называется калорийным коэффициентом , и его принимают для:

Нефти - 1,43;

Природного газа- 1,15;

Торфа- 0,34-0,41 (в зависимости от влажности);

Торфобрикетов - 0,45 -0,6 (в зависимости от влажности);

Дизтоплива - 1,45;

Мазута- 1,37.

Теплотворная способность различных видов топлива, ккал/кг, составляет примерно:

нефть - 10 000 (ккал/кг);

природный газ - 8 000 (ккал/ м 3);

каменный уголь - 7000(ккал/кг);

дрова влажностью 10% - 3900(ккал/кг);

40% - 2400(ккал/кг);

торф влажности 10% - 4100(ккал/кг);

40% - 2500(ккал/кг);

2.4 Топливно-энергетический комплекс Республики Беларусь

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) Республики Беларусь представляет собой сложную совокупность больших, непрерывно развивающихся производственных систем для получения, преобразования, распределения и использования природных энергетических ресурсов и энергии всех видов. В Республики Беларусь он включает предприятия по добыче (нефть, торф, попутный газ), заготовке (дрова), закупке недостающих полезных ископаемых, транспортировке газа, преобразованию их в электро- или тепловую энергию и распределению по потребителям.

Установленная мощность всех энергоисточников страны составляет более 7,8 млн кВт. Это достаточно для обеспечения потребителей республики электроэнергией, которую вырабатывают 23 электростанции. Общий объем электро- и теплопотребления, достигший своего пика в 1990-1991 гг. и составивший соответственно 49 млрд кВт ч и 112 Гкал, на протяжении последних лет неуклонно снижался, достигнув минимума (32 млрд кВт ч и 72,1 Гкал) в 1996 г. С 1997 г. отмечается подъем электро- и теплопотребления (таблица 5).

Таблица 5 -Динамика электро- и теплопотребления (по данным Мирового банка)

В 1999 году за счет местных, возобновляемых нетрадиционных и вторичных ресурсов было обеспечено более 15 % (5,2 млн т у. т.) суммарной потребности республики в энергоносителях.

Республиканским органом государственного управления, реализующим функции государственного регулирования по обеспечению топливно-энергетическими ресурсами, является Министерство энергетики Республики Беларусь (Минэнерго).

В топливно-энергетический комплекс Республики Беларусь входят:

Министерство энергетики, которому подчинены:

Белорусское государственное предприятие по транспортировке газа «Белтрансгаз»;

Белорусский государственный энергетический концерн «Белэнерго»;

Белорусский концерн по топливу и газификации «Белтопгаз»;

Белорусский государственный концерн по нефти и химии «Белнефтехим», подчиненный непосредственно Совету Министров Республики Беларусь.

Основными задачами Минэнерго являются:

Проведение научно-технической, экономической и социальной политики, направленной на создание условий для эффективной работы подведомственных Минэнерго организаций в целях удовлетворения потребности народного хозяйства и населения в электрической и тепловой энергии, природном и сжиженном газе, твердых видов топлива, их рационального и безопасного использования;

Принятие в установленном порядке мер по обеспечению энергетической безопасности Республики Беларусь;

Подготовка совместно с другими республиканскими органами государ-ственного управления облисполкомами и Минским горисполкомом предложений по формированию энергетической политики Республики Беларусь и организация реализации этой политики;

Разработка и осуществление мер по улучшению платежной дисциплины при расчетах за топливо и энергию.

Основное направление деятельности ТЭК - это всемерное развитие местных видов и нетрадиционных источников энергии, а также повсеместное внедрение энергосберегающих технологий.

В концерне «Белнефтехим» сосредоточена вся добыча нефти и попутного газа Лимит добычи нефти на территории Республики Беларусь установлен в объеме 1850,5 тыс. т в год. Концерном совместно с производственным объеди-нением «Беларуснефть» ведется активная работа по участию в разработке российских нефтяных месторождений в Ненецком автономном округе Российской федерации. Для этой цели создана на паритетных условиях Ненецко-Белорусская нефтяная компания, которая получила лицензию на геологическое изучение недр Лигинского участка. Концерн обеспечивает все отрасли экономики Беларуси жидким топливом и смазочными материалами через находящиеся в его подчинении производственные объединения нефтепродуктов. Кроме этого в его ведении находятся все предприятия химической промышленности, крупнейшими из которых являются Светлогорское РУП «Химволокно», Могилевские РУП «Химволокно» и «Лавсан».

Государственное предприятие по транспортировке и поставке газа - «Белтрансгаз» явилось правопреемником созданного в 1960 г. в республике Управления магистральных газопроводов. Для эксплуатации введенного в том же году магистрального газопровода «Дашава - Минск» в 1973 году оно было преобразовано в Западное производственное объединение по транспортировке и поставке газа «Западтрансгаз», а в 1982 г. - в Белорусское государственное предприятие по транспортировке и поставке газа «Белтрансгаз». В 2001 г. оно стало Республиканским унитарным предприятием по транспортировке и поставке газа "Белтрансгаз". За 40 лет газовая система на территории нашей республики возросла настолько, что может транспортировать по своим ма-гистральным артериям до 50 млрд м 3 газа. Для сравнения укажем, что в 1992 г. Беларусь потребила 17,5 млрд м 3 газа, а в 1999 г. в республику поступило 16 млрд м 3 газа. В 2000 году объем транспортируемого «Белтрансгазом» по системе магистральных газопроводов, проложенных по нашей республике, составил 41,8 млрд м 3 , из них 16,5 млрд м 3 - потребителям Республики Беларусь. Остальное количество - транспортные поставки в Украину, Литву, Калининградскую область, Западную Европу.

«Белтрансгаз» эксплуатирует 6,4 тыс. км газопроводов диаметром от 100 до 1400 мм. Подача природного газа потребителям республики обеспечивается функционированием 6 линейных компрессорных станций, 201 газораспре-делительной станции, 8 узлов редуцирования. Устойчивое газоснабжение поддерживается 6 газоизмерительными станциями, 632 станциями катодной защиты. В его ведении два подземных хранилища газа: Осиповичское с объемом активного газа 0,36 млрд м 3 и Прибугское, первая очередь которого позволяет создать запасы активного газа в объеме 0,48 млрд м 3 , - в определенной мере обеспечивают удовлетворение неравномерного сезонного спроса на газ хозяйствующих субъектов.

В настоящее время природный газ составляет 74 % в топливном балансе страны. От надежности состояния и функционирования системы газоснабжения зависят экономика страны и жизнеобеспечение населения. Газ прочно вошел в нашу повседневную жизнь, стал незаменимым в народном хозяйстве. Он используется в качестве топлива для коммунально-бытовых нужд населения в 92 административных районах, является важнейшим топливным ресурсом для производства электрической и тепловой энергии.

Кроме того, газ - ценное сырье для химической промышленности, производства минеральных удобрений, синтетических волокон, различных видов пластмасс, других современных материалов, составляющих основную часть экспортного потенциала республики. Он используется как моторное топливо для автомобилей, по другому назначению.

Большие перспективы даст нашей стране и завершение строительства российского газопровода «Ямал - Западная Европа», который пройдет через нашу территорию. После ввода его в эксплуатацию наша страна будет получать бесплатно за транзит от «Газпрома» России 18 млрд м 3 газа. В соответствии с прогнозом потребления электроэнергии ожидается потребность в ней в 2015 г. в размере 41-45 млрд кВт ч или увеличение по сравнению с 1999 г. на 22-23 %, тепловой энергии - 83-89 млн Гкал, или на 14-22 %. Установленная мощность всех энергоисточников при условии самообеспечения республики электро-энергией должна составить к 2010 году 8,3-9,0 млн кВт, к 2015 году -8,6-9,4 млн кВт.

Концерну «Белэнерго» подчинены все республиканские унитарные предприятия по выработке электро- и тепловой энергии. Кроме них огромное количество котельных находится в ведении коммунальных служб, предприятий и объединений различных министерств и ведомств, а по выработке электро-энергии - ТЭЦ предприятий (Добрушской бумажной фабрики, Жабинского, Городецкого, Скидельского, Слуцкого сахарных заводов и др.)

Концерн «Белтопгаз» был создан в 1992 году для снабжения природным и сжиженным газом, а также твердым топливом (торфяными брикетами, дровами) на основе существовавшего Государственного комитета БССР по газификации. Он занимается также эксплуатацией, строительством, проектированием газовых сетей. В его ведении 20 тыс. км трубопроводов, свыше 2 тыс. газорегуляторных пунктов, свыше 3 тыс. групповых установок сжиженного газа. Им обслуживается более 3,5 млн квартир, более 30 тыс. объектов социального назначения, 3700 предприятий промышленности, энергетики, сельского и коммунального назначения. Концерн отвечает за производство топливных брикетов, других видов топлива.

Несмотря на имеющиеся многочисленные проблемы и трудности, материальная база энергосистемы страны будет обновляться и дальше с использованием энергосберегающих технологий. В предстоящие годы запланирована реконструкция Брестской (с увеличением мощности в 4 раза) и двух Минских ТЭЦ (ТЭЦ-3, ТЭЦ-5), Гомельской ТЭЦ-3. В ближайшей перспективе предстоит заменить часть оборудования на Лукомльской ГРЭС и реконструировать Березовскую, которой отведена большая роль в реализации специального международного проекта по экспорту электроэнергии на Запад. Совместно с россиянами в ближайшие 7 лет предполагается провести полную реконструкцию этой второй по значимости станции, в результате чего мощность ее будет увеличена на 350 МВт. При этом значительно сократится расход топлива на выработку электроэнергии, которая станет конкурентоспособной на мировом рынке.

Осуществление этого проекта сулит большую выгоду и России, и

Беларуси.

Придавая важное значение развитию малой энергетики, Совет Министров Республики Беларусь 10 августа 2000 г. принял постановление № 1232 «О мерах по развитию малой энергетики в Республики Беларусь», которым одобрена Программа развития электрогенерирующих мощностей на основе паротурбинных, газотурбинных и парогазовых установок с созданием малых ТЭЦ в республике в 2000-2005 гг. Целью программы является обеспечение повышения энергетического производства на базе развития в республике малых ТЭЦ. Поставлены три задачи:

Организация работы по выявлению потенциала развития электро-генерирующих мощностей в республике на базе паротурбинных, парогазовых и газотурбинных установок;

Определение подходов и реализация имеющегося потенциала, объемов и источников инвестирования в создание малых ТЭЦ;

Разработка планов ввода электроэнергетического оборудования в котельных на 2000 г. и порядка осуществления этой работы в последующие годы.

Программа предусматривает создание высокоэкономичных малых ТЭЦ, оборудованных паротурбинными (ПТУ), газотурбинными (ГТУ) и парога-зовыми (ПГУ) установками, обеспечивающими выработку электроэнергии по теплофикационному циклу с минимальными расходами топлива.

Прогнозируемые показатели развития нетрадиционной энергетики и использования вторичных ресурсов в предстоящий период:

Производство гидроэнергии экономически целесообразно 250 МВт с выработкой 0,8-0,9 млрд кВт ч, что равнозначно 250 тыс. т у. т. /год;

Выработка электроэнергии на ветроустановках по экспертным оценкам не превысит 200-300 млн кВт ч в год, а экономически целесообразный уровень получения энергии этим способом требует дополнительных исследований;

Использование биомассы к 2015 г. по экспертным оценкам может дать 250-300 тыс. т у. т.;

Потенциал отходов растениеводства составляет 1,5 млн т у. т. в год;

Потенциальная энергия твердых бытовых отходов равноценна

450 тыс. т у. т. Экономически целесообразный уровень использования их путем переработки с целью получения газа составляет 100-120 тыс. т у. т.;

Потенциал выхода вторичных тепловых энергоресурсов составляет 17,9 млн Гкал в год, используется 2,7 млн Гкал, технически возможно - до 10 млн Гкал/год;

Общий выход горючих отходов оценивается в 0,8 млн т у. т. в год, используется 277,5 тыс. т у. т. в год, или 48 %, планируется к 2015 г. довести уровень утилизации их до 85 %.

Объем потребления собственных ТЭР в 2015 г. оценивается в 5,4 млн т у. т., или 13,9 % валового потребления ТЭР в Беларуси. Из них 4,8 млн т у. т. составляют местные виды топлива и 0,6 млн т у. т. - нетрадиционные и возобновляемые источники и вторичные ресурсы.

Всякое топливо, сгорая, выделяет теплоту (энергию), оцениваемую количественно в джоулях или в калориях (4,3Дж = 1кал). На практике для измерения количества теплоты, которое выделится при сгорании топлива, пользуются калориметрами - сложными устройствами лабораторного применения. Теплоту сгорания называют также теплотворной способностью.

Количество теплоты, получаемой от сжигания топлива, зависит не только от его теплотворной способности, но и от массы.

Для сравнения веществ по объёму энергии, выделяемой при сгорании, более удобна величина удельной теплоты сгорания. Она показывает количество теплоты, образуемой при сгорании одного килограмма (массовая удельная теплота сгорания) или одного литра, метра кубического (объёмная удельная теплота сгорания) топлива.

Принятыми в системе СИ единицами удельной теплоты сгорания топлива считаются ккал/кг, МДж/кг, ккал/м³, Мдж/м³, а также их производные.

Энергетическая ценность топлива определяется именно величиной его удельной теплоты сгорания. Связь между количеством теплоты, образуемой при сгорании топлива, его массой и удельной теплотой сгорания выражается простой формулой:

Q = q · m , где Q - количество теплоты в Дж, q - удельная теплота сгорания в Дж/кг, m - масса вещества в кг.

Для всех видов топлива и большинства горючих веществ величины удельной теплоты сгорания давно определены и сведены в таблицы, которыми пользуются специалисты при проведении расчётов теплоты, выделяемой при сгорании топлива или иных материалов. В разных таблицах возможны небольшие разночтения, объясняемые, очевидно, несколько отличающимися методиками измерений или различной теплотворной способностью однотипных горючих материалов, добываемых из разных месторождений.

Удельная теплота сгорания некоторых видов топлива

Наибольшей энергоёмкостью из твёрдых видов топлива обладает каменный уголь - 27 МДж/кг (антрацит - 28 МДж/кг). Подобные показатели имеет древесный уголь (27 МДж/кг). Намного менее теплотворен бурый уголь - 13 Мдж/кг. Он к тому же содержит обычно много влаги (до 60 %), которая, испаряясь, снижает величину общей теплоты сгорания.

Торф сгорает с теплотой 14-17 Мдж/кг (зависит от его состояния - крошка, прессованый, брикет). Дрова, подсушенные до 20 % влажности, выделяют от 8 до 15 Мдж/кг. При этом количество энергии, получаемой от осины и от берёзы, может разниться практически вдвое. Примерно такие же показатели дают пеллеты из разных материалов - от 14 до 18 Мдж/кг.

Намного меньше, чем твёрдые, различаются величинами удельной теплоты сгорания жидкие виды топлива. Так, удельная теплота сгорания дизельного топлива - 43 МДж/л, бензина - 44 МДж/л, керосина - 43,5 МДж/л, мазута - 40,6 МДж/л.

Удельная теплота сгорания природного газа составляет 33,5 МДж/м³, пропана - 45 МДж/м³. Наиболее энергоёмким топливом из газообразных является газ водород (120 Мдж/м³). Он весьма перспективен для использования в качестве топлива, но на сегодняшний день пока не найдены оптимальные варианты его хранения и транспортировки.

Сравнение энергоемкости различных видов топлива

При сравнении энергетической ценности основных видов твёрдого, жидкого и газообразного топлива можно установить, что одному литру бензина или дизтоплива соответствует 1,3 м³ природного газа, одному килограмму каменного угля - 0,8 м³ газа, одному кг дров - 0,4 м³ газа.

Теплота сгорания топлива - это важнейший показатель эффективности, однако широта распространения его в сферах человеческой деятельности зависит от технических возможностей и экономических показателей использования.

Калорийность природного газа ккал м3

Информация

Форма входа

Статьи о ВО

Физические величины

Тепловая мощность отопительного оборудования обычно представлена в киловаттах (кВт ), килокалориях в час (ккал / ч ) или в мегаджоулях в час (МДж / ч ) .

1 кВт = 0,86 ккал/ч = 3,6 МДж/ч

Расход энергии измеряют в киловатт – часах (кВтч), килокалориях (ккал) или в мегаджоулях (МДж).

1 кВтч = 0,86 ккал = 3,6 МДж

Большинство бытовых отопительных приборов имеет мощность в

пределах 10 – 45 кВт.

Природный газ

Расход природного газа принято измерять в кубических метрах (м 3 ) . Эту величину фиксирует Ваш газовый счетчик и именно ее записывает работник газового хозяйства, когда снимает показания. Один кубический метр природного газа содержит 37,5 МДж или 8 958 ккал энергии.

Пропан (сжиженный газ , СУГ )*

Расход пропана принято измерять в литрах (л ) . Один литр пропана содержит 25,3 МДж или 6 044 ккал энергии. В основном, все правила и понятия, действующие для природного газа, подходят и для пропана, с небольшой поправкой на калорийность. У пропана более низкое содержание водорода, чем у природного газа. При сжигании пропана количество тепла, высвобождающегося в скрытой форме, примерно на 3% меньше, чем у природного газа. Это говорит о том, что традиционные фурнасы, работающие на пропане чуть более производительны, чем работающие на природном газе. С другой стороны, когда мы имеем дело с высокоэффективными конденсационными нагревателями, то пониженное содержание водорода усложняет процесс конденсации и пропановые нагреватели немного проигрывают тем, что работают на природном газе.

* В отличие от Канады , в Украине распространен не чистый пропан , а пропан – бутановые смеси , в которых доля пропана может колебаться от 20 до 80 %. Бутан имеет калорийность 6 742 ккал / л . Важно помнить , что температура кипения пропана составляет минус 43 ° C, а температура кипения бутана – лишь минус 0,5 ° C. Практически это приводит к тому , что при высоком содержании бутана в баллоне с газом на морозе газ из баллона не испаряется без дополнительного подогрева .

udarnik_truda

Записки странствующего слесаря — Малагская правда

Сколько газа в баллоне

Кислород, аргон, гелий, сварочные смеси: 40 литров баллон при 150 атм — 6 куб.м
Ацетилен: 40 литров баллон при 19 атм — 4,5 куб.м
Углекислота: 40 литров баллон — 24 кг — 12 куб.м
Пропан: 50 литров баллон — 42 литра жидкого газа — 21 кг — 10 куб.м.

Давление кислорода в баллоне в зависимости от температуры

40С — 105 атм
-20С — 120 атм
0С — 135 атм
+20С — 150 атм (номинал)
+40С — 165 атм

Проволока сварочная Св-08 и производные от неё, вес 1 километра по длине

0,6 — 2,222 кг
0,8 — 3,950 кг
1,0 — 6,173 кг
1,2 — 8,888 кг

Калорийность (теплотворная способность) сжиженного и природного газа

Природный газ — 8500 ккал/м3
Сжиженный газ — 21800 ккал/м3

Примеры использования вышеприведенных данных

Вопрос: На сколько хватит газа и проволоки при сварке полуавтоматом с кассетой проволоки 0,8 мм весом 5 кг и баллона с углекислотой объемом 10 литров?
Ответ: Сварочная проволока СВ-08 диаметром 0,8 мм весит 3,950 кг 1 километр, значит на кассете 5 кг примерно 1200 метров проволоки. Если средняя скорость подачи для такой проволоки 4 метра в минуту, то кассета уйдет за 300 минут. Углекислоты в «большом» 40-литровом баллоне 12 кубометров или 12000 литров, если пересчитать на «маленький» 10-литровый баллон, то в нём углекислоты будет 3 куб. метра или 3000 литров. Если расход газа на продувку 10 литров в минуту, то 10-литрового баллона обязано хватить 300 минут или на 1 кассету проволоки 0,8 весом 5 кг, или «большого» баллона 40 литров на 4 кассеты по 5 кг.

Вопрос: Хочу поставить на даче газовый котел и отапливаться от баллонов, на сколько будет хватать одного баллона?
Ответ: В 50-литровом «большом» пропановом баллоне 21 кг сжиженного газа или 10 кубометров газа в газообразном виде. Находим данные котла, например возьмем очень распространенный котел АОГВ-11,6 мощностью 11,6 кВт и рассчитанный на отопление 110 кв. метров. На сайте ЖМЗ указан расход сразу в килограммах в час для сжиженного газа — 0,86 кг в час при работе на полную мощность. 21 кг газа в баллоне делим на 0,86 кг/час = 18 часов непрерывного горения такого котла на 1 баллоне, реально это будет происходить, если на улице -30С при стандартном доме и обычном требовании к температуре воздуха в нем, а если на улице будет всего всего -20С, то 1 баллона будет хватать на 24 часа (сутки). Можно сделать вывод, что чтоб отапливать обычный домик в 110 кв. метров баллонным газом в холодные месяцы года нужно примерно 30 баллонов в месяц. Нужно помнить, что в связи с разной теплотворной способностью сжиженного и природного газа расход сжиженного и природного газа при одной и той же мощности для котлов разный. Для перехода с одного вида газа на другой в котлах обычно нужно менять жиклеры / форсунки. Делая расчеты обязательно учитывайте это и берите данные расхода именно для котла с жиклерами под правильный газ.

Калорийность природного газа ккал м3

Сколько газа в баллоне Кислород, аргон, гелий, сварочные смеси: 40 литров баллон при 150 атм — 6 куб.м Ацетилен: 40 литров баллон при 19 атм — 4,5 куб.м Углекислота: 40 литров баллон — 24 кг — 12 куб.м Пропан: 50 литров баллон — 42 литра жидкого газа — 21 кг — 10 куб.м. Давление кислорода в баллоне…

Краткий справочник начинающего сварщика

Сколько газа в баллоне

Кислород, аргон, азот, гелий, сварочные смеси: 40-литровый баллон при 150 атм - 6 куб. м / гелий 1 кг, прочие сжатые газы 8-10 кг
Ацетилен: 40-литровый баллон при 19 кгс/см2 - 4,5 куб. м / 5,5 кг растворенного газа
Углекислота: 40-литровый баллон - 12 куб. м / 24 кг жидкого газа
Пропан: 50-литровый баллон - 10 куб. м / 42 литра жидкого газа / 21 кг жидкого газа

Сколько весят баллоны

Кислород, аргон, азот, гелий, углекислота, сварочные смеси: вес пустого 40-литрового баллона - 70 кг
Ацетилен: вес пустого 40-литрового баллона - 90 кг
Пропан: вес пустого 50-литрового баллона - 22 кг

Какая резьба на баллонах

Резьба под вентили в горловинах баллонов по ГОСТ 9909-81
W19,2 — 10-литровые и меньшего объема баллоны для любых газов, а также углекислотные огнетушители
W27,8 — 40-литровые кислород, углекислота, аргон, гелий, а также 5, 12, 27 и 50 литров пропан
W30,3 — 40-литровые ацетилен
М18х1,5 — огнетушители (Внимание! Не пытайтесь заправлять в порошковые огнетушители углекислоту или любой сжатый газ, но вполне можно заправлять пропан.)

Резьба на вентиле для присоединения редуктора
G1/2″ — часто встречается на 10-литровых баллонах, под стандартный редуктор нужен переходник
G3/4″ — стандарт на 40-литровых кислороде, углекислоте, аргоне, гелии, сварочных смесях
СП 21,8×1/14″ — для пропана резьба левая

Давление кислорода или аргона в полностью заправленном баллоне в зависимости от температуры

40C - 105 кгс/см2
-20C - 120 кгс/см2
0C - 135 кгс/см2
+20C - 150 кгс/см2 (номинал)
+40C - 165 кгс/см2

Давление гелия в полностью заправленном баллоне в зависимости от температуры

40C - 120 кгс/см2
-20C - 130 кгс/см2
0C - 140 кгс/см2
+20C - 150 кгс/см2 (номинал)
+40C - 160 кгс/см2

Давление ацетилена в полностью заправленном баллоне в зависимости от температуры

5C - 13,4 кгс/см2
0C - 14,0 кгс/см2
+20C - 19,0 кгс/см2 (номинал)
+30C - 23,5 кгс/см2
+40C - 30,0 кгс/см2

Проволока сварочная Св-08, вес 1 километра проволоки по длине в зависимости от диаметра

0,6 мм - 2,222 кг
0,8 мм - 3,950 кг
1,0 мм - 6,173 кг
1,2 мм - 8,888 кг

Калорийность (теплотворная способность) природного и сжиженного газа

Природный газ - 8570 ккал/м3
Пропан - 22260 ккал/м3
Бутан - 29415 ккал/м3
Сжиженный газ СУГ (усредненная пропан-бутановая смесь) - 25800 ккал/м3
По теплотворной способности 1 куб.м сжиженного газа = 3 куб.м природного газа!

Отличия бытовых баллоных пропановых редукторов от промышленных

Бытовые редукторы для газовых плит типа РДСГ-1-1,2 «Лягушка» и РДСГ-2-1,2 «Балтика» - пропускная способность 1,2 м3/час, давление на выходе 2000 — 3600 Па (0,02 — 0,036 кгс/см2).
Промышленные редукторы для газопламенной обработки типа БПО-5 - пропускная способность 5 м3/час, давление на выходе 1 — 3 кгс/см2.

Основные сведения о газосварочных горелках

Горелки типа Г2 «Малютка», «Звездочка» являются самыми распространенными и универсальными сварочными горелками, и при покупке горелки для общих целей стоит приобретать именно их. Горелки могут комплектоваться разными наконечниками, и в зависимости от установленного наконечника обладать разными характеристиками:

Наконечник №1 - толщина свариваемого металла 0,5 — 1,5 мм - средний расход ацетилена/кислорода 75/90 л/час
Наконечник №2 - толщина свариваемого металла 1 — 3 мм - средний расход ацетилена/кислорода 150/180 л/час
Наконечник №3 - толщина свариваемого металла 2 — 4 мм - средний расход ацетилена/кислорода 260/300 л/час

Важно знать и помнить, что ацетиленовые горелки не могут устойчиво работать на пропане, и для сварки, пайки, нагрева деталей пропан-кислородным пламенем необходимо применять горелки типа ГЗУ и прочие, специально предназначенные для работы на пропан-бутане. Необходимо учитывать, что сварка пропан-кислородным пламенем дает худшие характеристики шва, чем сварка на ацетилене или электросварка, и поэтому к ней следует прибегать только в исключительных случаях, а вот пайка или нагрев на пропане могут быть даже более комфортны, чем на ацетилене. Характеристики пропан-кислородных горелок, в зависимости от установленного наконечника, следующие:

Наконечник №1 - средний расход пропан-бутана/кислорода 50/175 л/час
Наконечник №2 - средний расход пропан-бутана/кислорода 100/350 л/час
Наконечник №3 - средний расход пропан-бутана/кислорода 200/700 л/час

Для правильной и безопасной работы горелки очень важно установить правильное давление газа на входе в неё. Все современные горелки выполняются инжекторными, т.е. подсос горючего газа в них выполняется струей кислорода, проходящей по центральному каналу инжектора, и поэтому давление кислорода должно быть выше давления горючего газа. Обычно устанавливают следующее давление:

Давление кислорода на входе в горелку - 3 кгс/см2
Давление ацетилена или пропана на входе в горелку - 1 кгс/см2

Инжекторные горелки наиболее устойчивы к обратному удару пламени и рекомендуется использовать именно их. В старых, безинжекторных горелках, давление кислорода и горючего газа устанавливается равным, в силу чего развитие обратного удара пламени облегчается, это делает такую горелку более опасной, особенно для начинающих газосварщиков, которые часто умудряются макнуть мундштук горелки в сварочную ванну, что чрезвычайно опасно.

Также следует всегда соблюдать правильную последовательность открывания/закрывания вентилей горелки при её зажигании/гашении. При зажигании первым всегда открывается кислород, потом горючий газ. При гашении сначала закрывается горючий газ, а потом кислород. Учтите, что при гашении горелки в такой последовательности может происходить хлопок — не бойтесь, это нормально.

Обязательно нужно правильно выставлять соотношение газов в пламени горелки. При правильном соотношении горючего газа и кислорода ядро пламени (небольшая яркая светящаяся область прямо у мундштука) жирное, густое, четко очерчено, не имеет вокруг вуали в пламени факела. При избытке горючего газа вокруг ядра будет вуаль. При избытке кислорода ядро станет бледным, острым, колючим. Чтоб правильно выставить состав пламени сначала дайте избыток горючего газа, чтоб появилась вуаль вокруг ядра, и потом плавно добавляйте кислород или убирайте горючий газ до момента, когда вуаль полностью исчезнет, и тут же прекращайте крутить вентили, это и будет оптимальное сварочное пламя. Сварку нужно вести зоной пламени у самого кончика ядра, но не в коем случае не совать само ядро в сварочную ванну, и не относить слишком далеко.

Не стоит путать сварочную горелку и газовый резак. Сварочные горелки имеют два вентиля, а газовый резак — три вентиля. Два вентиля газового резака отвечают за подогревающее пламя, а третий дополнительный вентиль открывает струю режущего кислорода, который, проходя по центральному каналу мундштука, заставляет металл гореть в зоне реза. Важно понимать, что газовый резак режет не выплавлением металла из зоны реза, а его выжиганием с последующим удалением шлака динамическим воздействием струи режущего кислорода. Для того, чтобы разрезать газовым резаком металл, необходимо зажечь подогревающее пламя, действуя также, как в случае зажигания сварочной горелки, поднести резак к краю реза, нагреть небольшой локальный участок металла до красного свечения и резко открыть кран режущего кислорода. После того, как металл загорится и начнет образовываться рез, резак начинают перемещать в соответствии с необходимой траекторией реза. По окончании реза кран режущего кислорода обязательно закрывают, оставляя только подогревающее пламя. Рез всегда нужно начинать только с края, но если есть острая необходимость начать рез не с края, а с середины, то не стоит «пробивать» металл резаком, лучше просверлить сквозное отверстие и начать резку от него, это намного безопаснее. Некоторые сварщики-акробаты умудряются резать металл небольшой толщины обычными сварочными горелками, ловко манипулируя вентилем горючего газа, периодически перекрывая его и оставляя чистый кислород, а потом снова зажигая горелку о горячий металл, и хотя видеть такое можно достаточно часто, стоит предупредить, что делать это опасно, а качество реза получается низкое.

Сколько баллонов можно перевозить без оформления специальных разрешительных документов

Правила перевозки газов автомобильным транспортом регламентируются Правилами перевозки опасных грузов автомобильным транспортом (ПОГАТ), которые в свою очередь согласуются с требованиями Европейского соглашения о международной перевозке опасных грузов (ДОПОГ).

В пункте ПОГАТ 1.2 указывается, что «Действия Правил не распространяются на. перевозки ограниченного количества опасных веществ на одном транспортном средстве, перевозку которых можно считать как перевозку неопасного груза. Ограниченное количество опасных грузов определяется в требованиях по безопасной перевозке конкретного вида опасного груза. При его определении возможно использование требований Европейского соглашения о международной дорожной перевозке опасных грузов (ДОПОГ)».

Согласно ДОПОГ, все газы относятся ко второму классу опасных веществ, при этом разные газы могут иметь различные опасные свойства: A — удушающие газы, O — окисляющие вещества, F — легковоспламеняющиеся вещества. Удушающие и окисляющие газы отностся к третьей транспортной категории, а легковоспламеняющиеся — ко второй. Максимальное количество опасного груза, перевозка которого не подпадает под Правила, указывается в ДОПОГ п.1.1.3.6, и составляет 1000 единиц для третьей транспортной категории (классов 2A и 2O), а для второй транспортной категории (класса 2F) максимальнное количество составляяет 333 единицы. Для газов под одной единицей понимается 1 литр вместимости сосуда, либо 1 кг сжиженного или растворенного газа.

Таким образом, согласно ПОГАТ и ДОПОГ, на автомобиле можно свободно перевозить следующее количество баллонов: кислород, аргон, азот, гелий и сварочные смеси — 24 баллона по 40 литров; углекислота — 41 баллон по 40 литров; пропан — 15 баллонов по 50 литров, ацетилен — 18 баллонов по 40 литров. (Примечание: ацетилен хранится в баллонах растворенным в ацетоне, и каждый баллон, помимо газа, содержит 12,5 кг такого же горючего ацетона, что учтено при расчетах.)

При совместной перевозке различных газов следует руководствоваться ДОПОГ п. 1.1.3.6.4: «Если в одной и той же транспортной единице перевозятся опасные грузы, относящиеся к разным транспортным категориям, сумма количества веществ и изделий транспортной категории 2, помноженного на «3», и количества веществ и изделий транспортной категории 3 не должна превышать 1000 единиц».

Также в ДОПОГ п. 1.1.3.1 содержится указание, что: «Положения ДОПОГ не применяются. к перевозке опасных грузов частными лицами, когда эти грузы упакованы для розничной продажи и предназначены для их личного потребления, использования в быту, досуга или спорта, при условии, что приняты меры для предотвращения любой утечки содержимого в обычных условиях перевозки».

Дополнительно имеется разъяснение ДОБДД МВД России от 26.07.2006 г. исх. 13/2-121, в соответствии с которым «Перевозку аргона сжатого, ацетилена растворенного, кислорода сжатого и пропана, находящихся в баллонах емкостью по 50 л. без соблюдения требований Правил перевозки опасных грузов автомобильным транспортом, возможно осуществлять на одной транспортной единице в следующих количествах: ацетилен растворенный или пропан — не более 6 баллонов, аргон или кислород сжатые — не более 20 баллонов. В случае совместной перевозки двух из указанных опасных грузов возможны следующие соотношения по количеству баллонов: 1 баллон с ацетиленом и 17 баллонов с кислородом или аргоном; 2 и 14; 3 и 11; 4 и 8; 5 и 5; 6 и 2. Такие же соотношения возможны в случае перевозки пропана и кислорода или аргона сжатых. При совместной перевозке аргона и кислорода сжатых максимальное количество не должно превышать 20 баллонов, независимо от их соотношения, а при совместной перевозке ацетилена и пропана — 6 баллонов, также независимо от их соотношения».

Исходя из вышеизложенного, рекомендуется руководствоваться указанием ДОБДД МВД России от 26.07.2006 г. исх. 13/2-121, там разрешается меньше всего и прямо указывается количество, чего можно и как. В этом указании конечно забыли про углекислоту, но всегда можно сказать, что она равна аргону, сотрудники ГИБДД как правило не являются великими химиками и им этого хватает. Помните, что ПОГАТ / ДОПОГ тут полностью на вашей строне, углекислоты по ним можно перевозить даже больше, чем аргона. Правда по-любому будет за вами. На 2014 год автору известно как минимум о 4 выигранных судебных процессах против ГИБДД, когда людей пытались наказать за перевозку меньшего количества баллонов, чем подпадает под ПОГАТ / ДОПОГ.

Примеры использования вышеприведенных данных на практике и в расчетах

Вопрос: На сколько хватит газа и проволоки при сварке полуавтоматом с кассетой проволоки 0,8 мм весом 5 кг и баллона с углекислотой объемом 10 литров?
Ответ: Сварочная проволока СВ-08 диаметром 0,8 мм весит 3,950 кг 1 километр, значит на кассете 5 кг примерно 1200 метров проволоки. Если средняя скорость подачи для такой проволоки 4 метра в минуту, то кассета уйдет за 300 минут. Углекислоты в «большом» 40-литровом баллоне 12 кубометров или 12000 литров, если пересчитать на «маленький» 10-литровый баллон, то в нём углекислоты будет 3 куб. метра или 3000 литров. Если расход газа на продувку 10 литров в минуту, то 10-литрового баллона обязано хватить 300 минут или на 1 кассету проволоки 0,8 весом 5 кг, или «большого» баллона 40 литров на 4 кассеты по 5 кг.

Вопрос: Хочу поставить на даче газовый котел и отапливаться от баллонов, на сколько будет хватать одного баллона?
Ответ: В 50-литровом «большом» пропановом баллоне 21 кг сжиженного газа или 10 кубометров газа в газообразном виде, но так прямо в лоб переводить в кубометры и считать по ним расход нельзя, потому что теплота сгорания сжиженного пропан-бутана в 3 раза выше, чем теплота сгорания натурального газа, а на котлах обычно пишут расход именно натурального газа! Правильнее делать так: находим данные котла сразу по сжиженному газу, например возьмем очень распространенный котел АОГВ-11,6 мощностью 11,6 кВт и рассчитанный на отопление 110 кв. метров. На сайте ЖМЗ указан расход сразу в килограммах в час для сжиженного газа — 0,86 кг в час при работе на полную мощность. 21 кг газа в баллоне делим на 0,86 кг/час = 18 часов непрерывного горения такого котла на 1 баллоне, реально это будет происходить, если на улице -30С при стандартном доме и обычном требовании к температуре воздуха в нем, а если на улице будет всего всего -20С, то 1 баллона будет хватать на 24 часа (сутки). Можно сделать вывод, что чтоб отапливать обычный домик в 110 кв. метров баллонным газом в холодные месяцы года нужно примерно 30 баллонов в месяц. Нужно помнить, что в связи с разной теплотворной способностью сжиженного и природного газа расход сжиженного и природного газа при одной и той же мощности для котлов разный. Для перехода с одного вида газа на другой в котлах обычно нужно менять жиклеры / форсунки. А теперь, кому интересно, можно посчитать и через кубы. На том же сайте ЖМЗ дан расход котла АОГВ-11,6 и по природному газу, он составляет 1,3 куб.м в час, т.е. 1,3 куба природного газа в час равны расходу сжиженного газа 0,86 кг/час. В газообразном виде 0,86 кг сжиженного пропан-бутана примерно равны 0,43 кубам газообразного пропан-бутана. Помним, что пропан-бутан в три раза «мощнее» природного газа. Проверяем: 0,43 х 3 = 1,26 куба. Бинго!

Вопрос: Купил горелку типа ГВ-1 (ГВН-1, ГВМ-1), подключил её к баллону через РДСГ-1 «Лягушку», а она еле горит. Почему?
Ответ: Для работы газовоздушных пропановых горелок, применяемых для газопламенной обработки, необходимо давление газа 1 — 3 кгс/см2, а бытовой редуктор, рассчитанный на газовые плиты, выдает 0,02 — 0,036 кг/см2, что явно недостаточно. Также бытовые пропановые редукторы не рассчитаны на большую пропускную способность для работы с мощными промышленными горелками. В вашем случае необходимо использовать редуктор типа БПО-5.

Вопрос: Купил газовый нагреватель в гараж, нашел пропановый редуктор от газового резака типа БПО-5, подключил нагреватель через него. Нагреватель пыхает огнем и горит нестабильно. Что делать?
Ответ: Бытовые газовые приборы обычно рассчитаны на давление газа 0,02 — 0,036 кг/см2, именно столько выдает бытовой редуктор типа РДСГ-1 «Лягушка», а промышленные баллонные редукторы расчитаны на давление 1 — 3 кгс/см2, что минимум в 50 раз больше. Естественно, что при вдувании в бытовой газовый прибор такого избыточного давления, он не может правильно работать. Вам необходимо изучить инструкцию на свой газовый прибор и использовать правильный редуктор, выдающий строго такое давление газа на входе в прибор, какое ему требуется.

Вопрос: Насколько хватает ацетилена и кислорода при сварке труб на сантехнических работах?
Ответ: В 40-литровом баллоне содержится 6 куб. м кислорода или 4,5 куб. м ацетилена. Средний расход газа горелкой типа Г2 с установленным наконечником №3, чаще всего используемом для работ по сантехнике, составляет 260 литров ацетилена и 300 литров кислорода в час. Значит кислорода хватит на: 6 куб. м = 6000 литров / 300 л/час = 20 часов, а ацетилена: 4500 литров / 260 л/час = 17 часов. Итого: пары полностью заправленных 40-литровых баллонов ацетилен + кислород примерно хватит на 17 часов непрерывного горения горелки, что на практике обычно составляет 3 смены работы сварщика по 8 часов смена.

Вопрос: Нужно или нет, согласно ПОГАТ / ДОПОГ, оформлять специальные разрешительные документы для перевозки на одном автомобиле совместно 2 баллонов пропана и 4 баллонов кислорода?
Ответ: Согласно ДОПОГ п. 1.1.3.6.4 производим расчет: 21 (вес жидкого пропана в каждом баллоне) * 2 (количество пропановых баллонов) * 3 (коэффициент из ДОПОГ п. 1.1.3.6.4) + 40 (объем кислородного в баллона в литрах, кислород в баллоне сжатый) * 4 (количество кислородных баллонов) = 286 единиц. Результат меньше 1000 единиц, такое количество баллонов и в таком сочетании можно перевозить свободно, без оформления специальных документов. Кроме того, имеется разъяснение ДОБДД МВД России от 26.07.2006 г. исх. 13/2-121, прямо указывающее, что такую перевозку допускается производить без соблюдения требований ПОГАТ.

Краткий справочник начинающего сварщика

Краткий справочник начинающего сварщика Сколько газа в баллоне Кислород, аргон, азот, гелий, сварочные смеси: 40-литровый баллон при 150 атм - 6 куб. м / гелий 1 кг, прочие сжатые газы 8-10 кг

Качество природного газа - это соответствие значений его физико-химических показателей установленным нормативными документами.

Согласно межгосударственному ГОСТ 5542-87 «Газы ГОРЮЧИЕ ПРИРОДНЫЕ ДЛЯ промышленного и комунально-бытового назначения. ТЕХНИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ», по физико-химическим показателям природные горючие газы должны соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице.

Наименование показателя	Норма	Метод испытания
1. Теплота сгорания низшая, МДж/м 3 (ккал/м 3), при 20°С 101,325 кПа, не менее	31,8 (7600)	ГОСТ 27193-86 ГОСТ 22667-82 ГОСТ 10062-75
2. Область значений числа Воббе (высшего), МДж/м 3 (ккал/м 3)	41,2-54,5 (9850-13000)	ГОСТ 22667-82
3. Допустимое отклонение числа Воббе от номинального значения, %, не более	5	-
4. Массовая концентрация сероводорода, г/м 3 , не более	0,02	ГОСТ 22387.2-83
5. Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м 3 , не более	0,036	ГОСТ 22387.2-83 ГОСТ 22387.3-77
6. Объемная доля кислорода, %, не более	1,0	ГОСТ 23781-83
7. Масса механических примесей в 1 м 3 , г, не более	0,001	ГОСТ 22387.4-77
8. Интенсивность запаха газа при объемной доле 1% в воздухе, балл, не менее	3	ГОСТ 22387.5-77

Определения качественных показателей газа, поступающего в Украину, то есть определения соответствия его физико-химических показателей (далее - ФХП) тем, которые обусловлены контрактами, осуществляется на газоизмерительных станциях и пунктах измерения расхода газа (ГИС и ПИРГ), которые расположены на входе магистральных газопроводов в Украину. ГИС и ПИРГ оснащены современными основными и дублирующими автоматизированными комплексами учета газа с фискальным энергонезависимым архивом количества и компонентного состава газа, а также вмешательств. Определение ФХП газа, поступающего на территорию Украины, проводится ежесуточно в химико-аналитических лабораториях и с помощью потоковых хроматографов, установленных на ГВС.

Контроль за работой измерительных комплексов и поступлением газа в украинскую ГТС осуществляется представителями Национальной акционерной компании «Нафтогаз Украины»,
которые постоянно находятся на каждой ГВС. ФХП газа, поступающего из газотранспортной системы к газораспределительным сетям, измеряются и контролируются на газораспределительных станциях (ГРС), которые установлены на выходе из газотранспортной системы. Для проведения анализа качества газа в ДК «Укртрансгаз» создана 69 химико-аналитических лабораторий, аккредитованных и аттестованных Госпотребстандартом. Все химико-аналитические лаборатории соответствуют санитарным нормам, правилам и требованиям охраны труда и противопожарной безопасности, оснащены современным оборудованием - хроматографами, фотоколориметром, влагомерами, гигрометрами, весами аналитическими т.д…..

Проверка качества газа, поступающего из газотранспортной системы в газораспределительных сетей проводится один раз в неделю. Результаты анализа ФХП газа оформляются в виде протокола качества газа, который утверждается руководителем линейно-производственного управления ДК «Укртрансгаз», один экземпляр которого предоставляется предприятиям, осуществляющим эксплуатацию газораспределительных сетей.

Взаимоотношения между газоснабжающими организациями и потребителями юридическими лицами,
обусловлены «Правилами учета газа во время его транспортировки газораспределительными сетями, поставки и потребления», утвержденных приказом Минэнергоугля от 27.12.2005 № 618 и зарегистрированные в Министерстве юстиции Украины 26.01.2006 за № 67 / 11941, а именно касающиеся качества газа, то согласно пункту 5.19. Стороны договора могут осуществлять контроль и присутствовать при выполнении работ по определению физико-химических показателей газа.

Проверку качества (калорийности) природного газа, использует населения, может быть осуществлено по заявлению граждан,
на условиях, предусмотренных постановлением КМУ от 9 декабря 1999г. N 2246 и постановлением НКРЭ Украины от 29 декабря 2003 года № 476 «Об утверждении Порядка возмещения убытков, причиненных потребителю природного газа вследствие нарушения газоснабжающей или газотранспортной организацией« Правил предоставления населению услуг по газоснабжению».

То есть, в случае возникновения сомнений, потребитель может самостоятельно заказать проведение дополнительного анализа ФХП газа.

Кроме того, анализ качества природного газа в нефтегазовой отрасли Украины в течение почти 20 лет выполняет УкрНИИгаз, на который с 1999 года были возложены функции отраслевого Центра по контролю качества газа Национальной акционерной компании «Нафтогаз Украины».

По результатам анализов этого Центра теплота сгорания ниже (калорийность) природного газа на территории Украины меняется в пределах 8 000-8250 ккал/м3, что превышает значение калорийности газа, установленные ГОСТ 5542-87 - не ниже 7600 ккал/м3.

Опубликовано: 26.02.2018 02:17

Доброе утро дорогие друзья. За маленький период времени, нам довольно много раз задавали один и тот же вопрос. Мы решили ответить на него в этой статье.

Какова теплота сгарания сжиженного газа?

Начнем с главного, что такое теплота сгорания (она же – теплотворная способность) – это количество теплоты, выделяемое в результате полного сгорания данного вида топлива объемом 1 м 3 или массой 1 кг (теплота сгорания сжиженного газа может рассчитываться и по массе, и по объему и измеряется в МДж/кг и МДж/л, соответственно).

Чем больше теплотворная способность сжиженного газа (а сжиженный газ бывает углеводородным – СУГ – или природным), тем меньшее количество топлива необходимо для получения одного и того же количества теплоты.

Теплотворная способность сжиженного газа (пропан-бутана) находится на уровне 46,8 МДж/к или 25,3 МДж/л. При переводе показателей сжиженного углеводородного газа из мегаджоулей (МДж) в киловатт-часы (кВТ*ч) получаем удельную теплоту сгорания газа, равную 13,0 кВт*ч/кг или 7,0 кВт*ч/л.

Теплота сгорания сжиженного углеводородного газа делает этот вид топлива наиболее дешевым среди альтернатив (электричества, дизельного топлива, угля, дров), за исключением, возможно, природного газа метана. Однако не стоит забывать, что сжиженный газ пропан-бутан гораздо дешевле при подключении (при автономной газификации), чем метан из централизованного газопровода.

Цена магистрального газа растет стремительными темпами, в то время, как цена сжиженного углеводородного топлива (газа пропан-бутан) остается стабильной в регионе Санкт-Петербурга и Ленинградской области. А растущая популярность автономного газа делает отрасль еще более конкурентоспособной за счет увеличения потребления сжиженного топлива.

Стоимость 1кВт*ч за счет использования газа намного ниже, чем у альтернативных видов топлива: при удельной теплоте сгорания в 46,8 МДж на 1 кг и плотности (приблизительной) в 0,555 кг/л, имеющихся КПД газгольдеров на уровне 95% и стоимости газа 18,50 руб. за 1 литр, мы получим 2,7 руб. за 1 кВт*ч (похожая цифра получается и для газа метана). Тогда как для дизельного топлива стоимость 1 кВт*ч превысит 4,5 руб.

Теплотворная способность зависит от точного состава газа – пропан-бутан делится на «летний» и «зимний» . В первом случае процентное соотношение пропана и бутана примерно одинаково – по 50% каждого газа. В случае «зимнего» СУГ в составе преобладает пропан – до 90% объема. Теплота сгорания «летнего» и «зимнего» пропан-бутана будет незначительно отличаться, но такое деление необходимо для соблюдения безопасности эксплуатации системы автономного газоснабжения и недопущения ситуации, когда емкость для хранении пропан-бутана получает повреждения или взрывается из-за слишком сильного расширения газов.

Вот как то так, дорогие друзья. Надеюсь мы смогли в очередной раз ответить на интересующий вас вопрос. Если у вас возник какой либо вопрос по нашей теме, пишите нам мы будем рады написать статью или проконсультировать вас онлайн.