Общая характеристика энергетики

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Общая характеристика энергетики

энергетический топливо нефть

1. Энергетическое хозяйство промышленно развитых стран

Энергетический кризис 1973 г. ознаменовал собой резкий перелом в динамике многих энергоэкономических показателей в промышленно развитых странах, входящих в Организацию экономического сотрудничества и развития ОЭСР (Австралия, Австрия. Бельгия, Великобритания, Германия. Греция, Дания. Ирландия, Исландия, Испания, Италия, Канада, Люксембург, Нидерланды, Новая Зеландия, Норвегия, Португалия, США. Турция, Финляндия, Франция. Швейцария. Швеция, Япония).

До кризиса развитие экономики большинства этих стран проходило по энергозатратному пути. Темпы роста энергопотребления превышали или соответствовали темпам экономического роста, в результате чего еще больше возрастала или сохранялась высокая энергоемкость валового внутреннего продукта (ВВП). Например, в Японии в период «японского экономического чуда» (1960--1973гг.), энергоемкость ВВП увеличивалась в среднем на 0,9% в год при относительном приросте ВВП и потребления первичных ТЭР соответственно на 9,6 и 10,5% в год [4].

На рисунке 1.1 приведены индексы динамики энергоемкости ВВП в США, Японии и странах Западной Европы за период с 1970 по 2001 гг.

Рисунок 1.1 - Динамика энергоемкости ВВП в США, Японии и Западной Европе в 1970-2001 гг. За 100% принят 1970 г. [4]

В связи с неравномерным распределением по территории земного шара запасов органического топлива и эффективных гидроресурсов большинство промышленно развитых стран (за небольшим исключением) не в состоянии обеспечивать растущие потребности в топливе и энергии за счет собственных сырьевых ресурсов и были вынуждены увеличивать их импорт. Резкий рост цен на мировом топливном рынке в 1973-2006 гг. вынудил промышленно развитые страны, прежде всего импортирующие значительные объемы нефти и нефтепродуктов, разрабатывать и реализовывать меры по снижению затрат на закупку энергоносителей за рубежом. Такими мерами были:

*повышение уровня самообеспеченности ТЭР путем расширения добычи и использования национальных энергетических ресурсов;

*усиление влияния государства на интенсификацию активности предприятий и организаций различных форм собственности и частных лиц в сфере энергосбережения с помощью ряда законодательных актов, инвестиционной и налоговой политики, а также принятия ряда запретительных мер, расширения стандартизации в сфере энергопотребления в различных отраслях экономики и в быту;

*увеличение финансирования научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР) по созданию и внедрению энергетически эффективных технологий оборудования и материалов из средств государственного бюджета;

*осуществление структурных изменений в энергетическом балансе и в экономике в целом путем замещения дефицитных видов органического топлива (в первую очередь нефти) альтернативными источниками энергии (углем, природным газом, атомной энергией, возобновляемыми источниками энергии) и снижения удельного веса энергоемких материалопроизводящих отраслей в суммарном объеме ВВП;

*расширение пропагандистской, информационной и тренинговой деятельности в области энергопотребления и энергосбережения;

*снижение энергопотребления за счет структурных изменений во внешней торговле в направлении увеличения доли импорта энергоемкой продукции при одновременном сокращении ее национального производства.

Главными результатами проведенного комплекса этих мероприятий, помимо снижения энергоемкости ВВП для промышленно развитых стран, стали: существенный (за исключением США) рост уровня самообеспеченности первичными энергоресурсами, снижение зависимости от нефти, динамичное развитие атомной энергетики, значительное увеличение доли электротехнологий в различных отраслях экономики, а также ускоренное развитие наукоемких отраслей (таких как приборостроение и электроника) на фоне замедления активности, а часто и остановки работ в сфере энергоемких отраслей.

Вклад атомной энергетики в обеспечение надежности электроснабжения в промышленно развитых странах трудно переоценить. АЭС вырабатывают в настоящее время 20,3% всей электроэнергии в США, 24,3% -- в Японии, 31,7% -- в Западной Европе, в том числе во Франции 73,6%. Бельгии -- 60,2% [6].

Ярким примером последовательного проведения структурной перестройки экономики с целью ее перевода на энергосберегающий путь развития является Япония. В конце 70-х гг. XX в. в стране производилось около 1 млн. т алюминия в год, в настоящее время она практически полностью перешла на его импорт. Производство стали, меди, цинка и свинца в течение ряда лет остается в Японии примерно на одном уровне. Во внешней торговле возросла доля энергоемких товаров, ввозимых в страну, и соответственно увеличилась доля экспортируемой малоэнергоемкой продукции.

Одновременно с этим в Японии было обеспечено снижение удельного расхода топлива легковыми автомобилями в среднем на 35...40% (с середины 70-х гг. XX в. по настоящее время), сокращение примерно наполовину удельного потребления электроэнергии воздушными кондиционерами, цветными телевизорами, холодильниками и другими электробытовыми приборами.

В конце 1990-х -- начале 2000 гг. значительно окрепло и продолжает развиваться сотрудничество промышленно развитых стран со странами Центральной и Восточной Европы в сфере повышения эффективности использования энергии. По опенкам экспертов ООН, широкое внедрение рыночных механизмов, передовых энергосберегающих методов и технологий в странах с переходной экономикой позволит им существенно сократить образовавшийся разрыв со странами ОЭСР в уровне энергетической эффективности экономики. Его сокращение хотя бы наполовину позволило сэкономить около 860 млн т у.т. к 2010 г.. из которых 90% составило органические топлива. Снижение же С0₂ в странах Центральной и Восточной Европы на 10% дает в глобальном масштабе уменьшение выбросов этого газа в атмосферу на 5...6% [6].

2. Ресурсная обеспеченность мировой энергетики и перспективы ее развития

Мировые запасы ископаемого топлива являются ограниченными. Оценки извлекаемых запасов ископаемого топлива в мире представлены в табл. 1.2 и на рис. 1.2.

Рисунок 1.2 - Мировые запасы и добыча сырой нефти

При уровне мировой добычи 1990-х гг. соответственно (млрд. т у.т.): уголь 3,1; нефть -- 4,5 и природный газ -- 2,6 (всего -- 10,2), запасов угля хватит на 1560, нефти -- на 250 и природного газа -- на 120 лет. Таким образом, запасы ископаемого топлива конечны. По мере их исчерпания цены на ископаемое топливо будут непрерывно расти.

Таблица 1 - Доказанные запасы и ресурсы отдельных энергоносителей в оценках Мирового энергетического совета, млрд т (уран - тыс. т) [6]

Перспективы развития мировой энергетики оценивают с единых системных экономико- и социально-экологических позиций:

*экологической потому, что все энергетические объекты функционируют в природной среде и по-разному взаимодействуют с ней. Под взаимодействием понимают как воздействие энергетических объектов на окружающую природную среду, так и воздействие природных процессов на энергетические. Последнее особенно важно для возобновляемых источников энергии, являющихся преобразователями природных энергетических процессов:

*социальной потому, что целью функционирования всех энергетических объектов является удовлетворение различных потребностей социума и вместе с тем каждый из вариантов энергоснабжения требует от социума различных усилий и обеспечивает разное качество энергоснабжения:

*экономической потому, что каждым из вариантов энергоснабжения требует различных финансовых, материальных и трудовых затрат.

При таком подходе становится очевидным, что при поиске оптимальных решений энергетических проблем необходимо согласование весьма противоречивых требований: охрана окружающей среды -- рост потребностей социума в материальных благах: сохранение природной среды обитания социума -- право индивидуума на свободу экономических действий: проведение общегосударственной экономической и социальной политики.

За последнее время было обнародовано достаточно много прогнозов развития мирового энергетического хозяйства в целом и отдельных его звеньев. Некоторые показатели этих прогнозов приведены в табл. 2.

Таблица 2 - Прогнозы развития мировой энергетики

Показатель	2010 г. *	2020 г.**	2020 г.***	2050 г.***
	Минимальный уровень	Максимальный уровень		Минимальный уровень	Максимальный уровень	Минимальный уровень	Максимальный уровень
Мировое производство первичных топливно-энергетических ресурсов, млн. т у.т.	15990	16870	18020	19 450	22 020	28310	35460
Доля органических топлив, %	89,8	90,7	83,8	71,8	79,6	58,9	72,9
Мировое производство электроэнергии, ТВт*ч	18230	20907	21922	19120	22 925	30 952	41646
Доля АЭС в мировом производстве электроэнергии. %	12,5	14,3	15,0	11,4	20,7	11,4	38,0

* Международного энергетического агентства «World Energy Outlook», 1997; **Прогноз Европейского Союза. «Energy in Europe European Energy to 2020», 1997.; *** Прогноз МИРЭС и Международного института прикладного системного анализа. «Global Energy Perspectives», 1998.

Мировые потребности в нефти и газовом конденсате, составившие в 1998 г. около 3,5 млрд т, увеличатся, согласно прогнозным оценкам МЭА, до 4,7 млрд. т в 2010 г. и до 5,6 млрд т в 2020 г. При этом предполагается, что 42% всех мировых потребностей в жидких топливах в 2020 г. будут обеспечены нефтью, добываемой ближневосточными странами -- членами ОПЕК, тогда как в 1996 г. этот показатель был равен 23,9%.

Таблица 3 - Прогноз добычи и торговли природным газом в 2010 и 2020 гг., млн т у.т [6]

Страна	2010 г.	2020 г.
	Добыча газа
Страны - члены ОЭСР	1590	1530
В том числе страны Европы	395	340
Страны с переходной экономикой	1157	1596
Остальные страны	1169	1843
Итого	3916	4969
	Импорт-экспорт (нетто)
Страны - члены ОЭСР	656	1091
В том числе страны Европы	329	553

Особый интерес представляет прогноз развития добычи природного газа (рис. 3) и международной торговли им, крупнейшим экспортером которого в мире является Россия (табл. 3).

а б

Рис. 1.3 - Добыча и потребление газа: а -- 2000 г.; б -- 2020 г. [6]

Мировая добыча природного газа, согласно прогнозу МЭА. к 2020 г.-- в 1,9 раза. Среднегодовой прирост добычи газа в 1995--2020 гг. составит 2,6%.

Для обеспечения сбыта добываемого природного газа согласно данным, опубликованным на 17-м конгрессе МИРЭС, к 1250 тыс. км магистральных газопроводов, существовавших в мире в 1995 г., придется построить к 2015 гг.-- 190 тыс. км.

В 2020 г. примерно 43% всего используемого в мире газа будет израсходовано на производство электроэнергии.

По мнению МЭА, основная часть прироста потребности европейских стран -- членов ОЭСР в природном газе будет покрываться за счет его импорта из России и Алжира. Газ Каспийского региона по своим экономическим показателям будет уступать российскому и алжирскому.

Мировая потребность в угле, согласно прогнозу МЭА (рис. 4), в 2020 г.-- 4786 млн т у.т. Доля электростанций в мировом потреблении угля в 2020 г.-- 85% (в странах ОЭСР. Китае и Индии - 100%).

Рисунок 1.4 - Мировая потребность в угле по регионам: а - 2000; б - 2020г. [6]

На конгрессе МИРЭС и в прогнозах МЭА и Евросоюза признано, что темпы роста производства электроэнергии будут в перспективе опережающими по отношению к добыче органических топлив. Общее мировое производство электроэнергии в 2020 г. в 2 раза превысит ее выработку 2000 г. Среднегодовой прирост выработки электроэнергии в мире за 2000--2020 гг. оценивается в 3%.

3. Анализ ситуации в отраслях топливно-энергетического комплекса

Россия занимает одно из ведущих мест в мировой системе оборота энергоресурсов и активно участвует в мировой торговле ими. Топливно-энергетический комплекс (далее - ТЭК) также играет ключевую роль в экономике страны, обеспечивает более 45% поступлений в доходную часть консолидируемого бюджета Российской Федерации, доля отраслей ТЭК в объеме внутреннего валового продукта составляет почти 30%.

Занимая примерно восьмую часть суши планеты, Российская Федерация располагает значительными, а в ряде случаев и самым большим в мире потенциалом ископаемых и возобновляемых источников энергии.

В 2011 году российский ТЭК обеспечивал собственные потребности в энергоресурсах и являлся одним из основных поставщиков топливно-энергетических ресурсов (далее - ТЭР) на мировые энергетические рынки.

Объем добычи нефти с газовым конденсатом в целом по Российской Федерации, по данным Росстата за 2011 год составил 512,4 млн. т (этот объем по отношению к уровню 2010 года увеличился на 4,1 млн. т, или на 1,4%) [5].

Основными факторами, повлиявшими на увеличение производства нефтяного сырья, стали:

- освоение новых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока (Ванкорское, Верхнечонское, Талаканское);

- рост добычи на новых месторождениях европейской части России (Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция);

- повышение инвестиционной привлекательности нефтедобычи вследствие снижения налоговой нагрузки на добывающие компании за счет введения дифференцированного НДПИ и иных налоговых льгот для 22 восточносибирских месторождений.

По итогам 2011 года экспорт российской нефти составил 244,5 млн. т и уменьшился на 6,1 млн. т по сравнению с показателями 2010 года, в том числе в страны дальнего зарубежья экспорт сократился на 9,5 млн. т и составил 214,4 млн. т нефти. В страны СНГ поставлено 30,0 млн. т (на 3,5 млн. т больше уровня 2010 года).

Основные факторы влияния на изменение динамики экспорта:

- перенаправление для переработки на российских НПЗ части экспортных объемов нефти и дополнительных ресурсов, полученных в результате роста нефтедобычи;

- рост нефтедобычи в Восточных регионах страны, инфраструктурно в ориентированных на экспорт сырья в страны АТР.

В 2011 году были продолжены работы по сооружению второй очереди трубопроводной системы Восточная Сибирь - Тихий Океан (ВСТО). С января 2011 года начались поставки нефти в КНР по нефтепроводу ВСТО до г. Дацина. В октябре 2011 года введен в эксплуатацию нефтепровод Пурпе - Самотлор. В конце 2011 года в полном объеме завершено строительство магистрального нефтепровода Балтийской трубопроводной системы - 2.

Добыча газа, по данным Росстата, в 2011 году составила 670,8 млрд. куб. м, что выше уровня 2010 года на 19,5 млрд. куб. м (+3,0%). При этом доля предприятий группы "Газпром" в общем объеме добычи газа уменьшилась до 76,5% против 78,1% в 2010 году [8].

Основной вклад в прирост добычи газа внесли ОАО "НОВАТЭК" и нефтяные компании (соответственно 41,6% и 9,4%). Также увеличили добычу газа предприятия группы "Газпром" (0,9%).

Факторы устойчивого роста добычи природного газа и нефтяного попутного газа:

- рост добычи ПНГ обеспечен ростом добычи нефти и увеличением газового фактора;

- прирост добычи природного газа, полученный в основном за счет освоения Юрхаровского газоконденсатного месторождения.

- Рост внутреннего потребления газа во всех секторах экономики страны, обеспеченный за счет:

- роста промышленного производства;

- роста выработки электроэнергии на ТЭС на 2,2%;

- стабильных оптовых цен на газ ОАО "Газпром" для промышленных потребителей;

- развития газотранспортной инфраструктуры и роста газификации регионов.

Объем экспортных поставок газа по данным ФТС России, в 2011 году увеличился по сравнению с показателями 2010 года на 6,6% и составил 189,5 млрд. куб. м, в том числе в страны дальнего зарубежья поставлено 117,0 млрд. куб. м (109,0% к уровню 2010 года), в страны СНГ - 72,5 млрд. куб. м (102,9% к уровню 2010 года) [7].

Фактор увеличения объемов поставок газа на экспорт - увеличение поставок газа в страны СНГ вследствие роста поставок газа на Украину.

Рост экспорта в страны дальнего зарубежья, включая страны АТР, в том числе:

- увеличение экспорта в Италию в связи с сокращением поставок из Ливии;

- увеличение экспорта газа в Турцию;

- рост поставок СПГ в Японию для стабилизации энергообеспечения страны;

- ввод в действие газопровода "Северный поток".

В целях диверсификации маршрутов поставок российского газа в Европу в 2011 году введена в эксплуатацию первая очередь газопровода "Северный поток", являющаяся принципиально новым маршрутом экспорта российского газа в Европу.

В 2011 году была введена в эксплуатацию первая очередь магистрального газопровода Сахалин - Хабаровск - Владивосток на острове Русский (г. Владивосток). Ввод в эксплуатацию газопровода способствует интенсивному социально-экономическому развитию Дальневосточного региона, повышению его конкурентоспособности и, соответственно, развитию экономики страны в целом. Окончание строительства магистрального газопровода, крупнейшего инфраструктурного проекта на территории Российской Федерации, является значимым этапом реализации Восточной газовой программы. Газопровод обеспечил газоснабжение Владивостока, ввод генерирующих мощностей в Приморском крае позволил обеспечить газом большинство потребителей Хабаровского и Приморского краев, Сахалинской области. Кроме того, ГТС создал условия для поставок газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона. В результате ввода газопровода в эксплуатацию повысилась эффективность и надежность всей энергосистемы Дальнего Востока, обеспечены стабильные цены на электроэнергию и тепло для потребителей, улучшена экологическая обстановка в регионе, появляются новые рабочие места.

По итогам 2011 года, по данным Росстата, общий объем добычи угля составил 334,8 млн. т (+13,1 млн. т к уровню 2010 года, или +4,1%) [8].

Добыча угля возросла к уровню 2010 года: в Северо-Кавказском (+11,1%), Уральском (+6,6%), Западно-Сибирском (+4,0%), Восточно-Сибирском (+5,9%) и Дальневосточном (+0,9%) экономических районах. Снизилась добыча угля в Северном (-1,3%) экономическом районе.

Основной вклад в добычу угля в Российской Федерации вносят Западно-Сибирский (58,0%) и Восточно-Сибирский (26,3%) экономические районы.

По данным ГП "ЦДУ ТЭК", добыча угля увеличилась по сравнению с предыдущим году в Донецком (+11,1%) и в Кузнецком угольных бассейнах (+3,7%). Снизилась добыча в Канско-Ачинском (-3,2%) и Печорском (-1,9%) бассейнах [9].

Добыча угля наиболее экономичным и безопасным, открытым способом увеличилась на 6,5% по сравнению с предыдущим годом, подземным способом - уменьшилась на 1,2% к 2010 году.

Экспортные поставки российского угля в 2011 году по сравнению с предыдущим годом, по данным ФТС России, снизились на 4,4% и составили 110,7 млн. т. В страны дальнего зарубежья в 2011 году экспорт угля составил 100,0 млн. т (-2,5% к уровню 2010 года), в страны СНГ - 10,7 млн. т (-19,2% к уровню 2010 года).

При этом экспорт российского угля в страны Азиатско-Тихоакеанского региона увеличился до 34,3 млн. т (+11% к уровню 2010 года) и составил 30,9% от общего объема экспорта.

Следует отметить, что реализация экспортных контрактов сдерживается во многом из-за сбоев в управлении вагонным парком в ходе реформирования транспортной системы страны.

Объемы поставок угля относительно прошлого года увеличились на обеспечение электростанций на 1,1% и составили 126,2 млн. т, на нужды коксования - на 5,3% (41,2 млн. т). На обеспечение населения, коммунально-бытовые нужды и АПК снизились на 5,5% и составили 23,8 млн т.

Доля инвестиций в основной капитал по добыче топливно-энергетических полезных ископаемых, по данным Росстата, за 2011 год в общем объеме таких инвестиций по России в целом составила 15,4% против 15,9% в 2010 году. Инвестиции в основной капитал по добыче топливно-энергетических полезных ископаемых в 2011 году по сравнению с уровнем 2010 года выросли на 12,3% [8].

Инвестиции в основной капитал по транспортированию ТЭР по трубопроводам увеличились в 2011 году по сравнению с 2010 годом на 33,7%.

В 2011 году прямые иностранные инвестиции в добычу топливно-энергетических полезных ископаемых составили 3 897 млн. долл. США, или 21,2% от общего объема прямых иностранных инвестиций, а в транспортирование ТЭР по трубопроводам - 31 млн. долл. США (0,2%).

По итогам 2011 года объем переработки нефти в Российской Федерации составил 258,2 млн. т (на 8,6 млн. т больше уровня 2010 года), что обусловлено увеличением внутреннего спроса на основные виды нефтепродуктов и благоприятной ценовой конъюнктурой внутреннего и внешнего рынков нефтепродуктов. Доля переработки нефти в объеме ее добычи возросла до 50,6% против 49,4% за предыдущий год.

В 2011 году произведено автомобильного бензина 36,7 млн. т (101,9% к уровню 2010 года), дизельного топлива - 70,3 млн. т (100,5%), мазута топочного - 73,2 млн. т (105,0%).

Глубина переработки нефтяного сырья в 2011 году продолжила тенденцию ухудшения и составила 70,6% против 71,0% в 2010 году.

Доля инвестиций в производство нефтепродуктов в общем объеме инвестиций в основной капитал по Российской Федерации в 2011 году, по данным Росстата, составила 3,1% против 3,0% в 2010 г. Инвестиции в основной капитал в эту сферу деятельности в 2011 году увеличились по сравнению с предыдущим годом на 13,8%.

В 2011 году прямые иностранные инвестиции в производство кокса и нефтепродуктов составили 31,0 млн. долл. США, или 0,2% к общему объему прямых иностранных инвестиций.

Выработка электроэнергии, по данным Росстата, в 2011 году составила 1 054,9 млрд. кВт ч (что выше уровня 2010 года на 16,83 млрд. кВт ч, или 101,6%). Тепловыми электростанциями выработано 713,8 млрд. кВт.ч - на 15,1 млрд. кВт.ч, или на 2,2% выше прошлого года; на ГЭС выработано 167,6 млрд. кВт.ч - уменьшение на 0,8 млрд. кВт.ч, или на 0,5%; на АЭС выработано 172,9 млрд. кВт.ч - увеличение на 2,5 млрд.кВт ч, или на 1,5% [8].

В результате в 2011 году в структуре выработки электроэнергии по видам генерации по сравнению с показателем 2010 года произошли следующие изменения: доля ТЭС выросла с 67,3% до 67,7%, доля ГЭС снизилась с 16,2% до 15,9%, доля АЗС осталась без изменения и составила 16,4%.

Электропотребление в России носит индустриальный характер, поэтому динамика электропотребления зависит в основном от динамики промышленного производства. Доля промышленности в электропотреблении на протяжении десятилетий продолжает составлять более 50%. Наибольшая доля объемов потребления (более 32%) приходится на электроемкую тяжелую промышленность - прежде всего на предприятия таких энергоемких отраслей, как металлургия, химическая промышленность.

Доля инвестиций в производство и распределение электроэнергии, газа и воды в общем объеме инвестиций в основной капитал по Российской Федерации в 2010 году составила 12,3% против 10,1% в 2009 году.

Инвестиции в основной капитал этой сферы деятельности увеличились по сравнению с предыдущим годом на 8,1%.

Прямых иностранных инвестиций в производство и распределение электроэнергии в 2011 году поступило 259 млн. долл. США, или 1,4% к общему объему прямых иностранных инвестиций [5].

4. Современное состояние электроэнергетики России

Российская электроэнергетика -- это 600 тепловых, 100 гидравлических, 9 атомных электростанций. Их общая электрическая установленная мощность в 2005 г. составляла 216 млн кВт, в том числе 22,7 млн кВт (около 11%) - АЭС: 45,3 млн кВт (20%) - ГЭС; 148 млн кВт (около 69%) -- ТЭС, из которых 8,9 млн кВт -- дизельные, работающие на собственную нагрузку [4].

В энергосистемах Российской Федерации эксплуатируется более 600 тыс. км воздушных и кабельных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше и 2 млн км напряжением 0,4...20 кВ, свыше 17 тыс. подстанций напряжением 35 кВ с обшей трансформаторной мощностью почти 575 млн кВ А и более полумиллиона трансформаторных пунктов 6...35/0,4 кВ обшей мощностью 102 млн кВ А.

Сети Российского акционерного общества энергетики и электрификации «Единая энергетическая система России» включают 39 тыс. км линий электропередачи напряжением 330 кВ и выше и 119 подстанций 330 кВ и выше с общей трансформаторной мощностью 125 млн кВ А.

На ТЭС России находится в эксплуатации 250 энергоблоков общей установленной мощностью 71,3 млн кВт, или 52% от установленной мощности всех ТЭС. работающих на органическом топливе. Сведения о крупнейших ТЭС приведены в табл. 9.

Успехи отечественной науки и техники позволили создать ТЭС, отвечающие мировому техническому уровню. Единичные мощности и параметры пара российских теплоэнергетических блоков и теплоэнергетических установок стандартизированы. В отрасли были организованы: типовое проектирование, индустриальное энергостроительство и монтаж, разработка, выпуск и обеспечение энергопредприятий и производственных служб необходимой нормативно-методической документацией, систематическое обучение персонала ТЭС. Все это позволило обеспечить высокоэффективную эксплуатацию и уверенное внедрение энергоблочного оборудования.

Таблица 4 - Крупнейшие тепловые электростанции России мощностью более 2000 МВт [4].

Электростанция	Параметры
	Установленная мощность, МВт	Количество и мощность агрегатов, шт.*МВТ	Топливо	Год ввода в эксплуатацию
Сургутская-2	4800	6*800	Газ	1988
Рефтинская	3800	6*300; 4*500	Уголь	1980
Костромская	3600	8*300; 1*1200	Мазут	1980
Сургутская-1	3324	2*12; 2*180; 14*210	Газ	1986
Рязанская	2800	4*300; 2*800	Мазут	1981
Троицкая	2455	3*85; 4*300; 2*500	Уголь	1976
Ставропольская	2400	8*300	Газ, мазут	1983
Заинская	2400	12*200	Газ, мазут	1975
Конаковская	2400	8*300	Мазут	1969
Новочеркасская	2400	8*300	Газ, мазут, уголь	1972
Ириклинская	2400	8*300	Газ, мазут	1979
Пермская	2400	3*800	Мазут, газ	1990
Киришская	2020	2*50; 2*60; 6*300	Мазут	1976

К настоящему времени создана научно-техническая база для значительного повышения экономичности и надежности энергоблоков с ростом КПД угольных блоков на 4,4...6,7%, т.е. до 42...44% при быстрой окупаемости затрат на эти цели. Повышение экономичности основывается на успехах в совершенствовании паровых турбин с достижением увеличения их относительного КПД на 3...5%, улучшении схемы турбоустановки и ее оборудования, дающем эффект в 1 ...3%, совершенствовании котельных установок с повышением их КПД на 3...5% и вспомогательного оборудования на 2,5...3%.

Дальнейший рост давления свежего пара энергоблоков с 24...25 до 30...32 МПа и температуры его перегрева с 540 до 580...620 єС может позволить снизить удельный расход топлива на 4...6%, а применение второго промежуточного перегрева пара -- еще примерно на 1%. Задача повышения температуры перегрева пара до 600...610 °С вполне решаема, так как длительно используемая на ТЭС сталь ЭИ-756 вполне подходит для этой цели. Кроме того, появились новые отечественные стали марок Ди-82ш (10Х9МФБ) и Ди-59, рассчитанные соответственно на работу при температуре до 590...600 єС и при 650 єС (с кратковременным увеличением до 700 °С). Ресурс стали Ди-82ш в 2 раза превышает ресурс стали 15Х1МФ, а стоимость ее выше всего лишь на 20%.

Для энергоблока со сверхкритическими параметрами пара будет использован прямоточный однокорпусный, газоплотный с уравновешенной тягой Т-образный котел паропроизводительностью 1360 т/ч свежего пара, 1172 т/ч пара промежуточного перегрева с температурой уходящих газов 135 при сжигании кузнецких углей. Коэффициент полезного действия котла 93...95%.

На десяти атомных электростанциях России в промышленной эксплуатации находятся 32 энергоблока обшей установленной мощностью 23232 МВт.

Россия сохраняет за собой лидерство в области комбинированного производства электрической и тепловой энергии, централизованной системы теплоснабжения. Конструктивно системы теплоснабжения состоят из трех основных элементов: источника теплоты, трубопроводов транспорта теплоносителя и потребителей теплоты.

По характеру тепловых нагрузок различают сезонных и постоянных потребителей.

К сезонным относят системы отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, тепловые нагрузки которых изменяются в соответствии с температурой наружного воздуха. К постоянным потребителям относят производственные, а также системы горячего водоснабжения (ГВС) жилых и общественных зданий. Сезонные потребители имеют постоянную нагрузку в течение суток и переменную по времени года: постоянные потребители, в частности ГВС, характеризуются переменностью суточной нагрузки.

Для выбора мощности источника теплоты необходимы сведения о тепловых нагрузках потребителей. Отопительно-вентиляционные нагрузки определяются по укрупненным показателям -- по количеству жителей (1) или по заданному объему обслуживаемых зданий (2) [4]:

(1)

(2)

где q₀ -- удельный расход теплоты на единицу отапливаемой жилой площади, Вт/м²; F -- жилая площадь, м²; q_уд -- удельная отопительная характеристика, Вт/ (м³*К); V -- объем зданий, м³; t_в, t_н -- внутренняя и наружная температура воздуха, К.

Нагрузки производственных предприятий принимают по соответствующим нормам расхода теплоты на единицу продукции.

По источнику производства тепловой энергии различают централизованные и децентрализованные системы теплоснабжения. Централизованный теплоисточник обслуживает несколько потребителей и располагается в отдалении от них, а при децентрализованном источник находится вблизи потребителя.

Отбор тепловой энергии для нужд теплоснабжения производится почти от 500 теплоэлектроцентралей, из которых примерно половину составляют промышленные ТЭЦ, около 190 тыс. котельных установок, из которых только 906 установок имеют производительность более 100 Гкал/ч, и от 620 тыс. автономных теплогенераторов.

Основная доля в суммарном потреблении тепловой энергии приходится на производственные нужды -- 51%: в суммарном потреблении городов и поселков городского типа это составляет более 60%.

Основным источником централизованного теплоснабжения являются ТЭЦ, доля отпуска тепловой энергии от которых составила 43%.

В наибольшей степени системами централизованного теплоснабжения охвачена промышленность городов (75%).

Установленная электрическая мощность всех ТЭЦ страны в 2006 г. составила около 72 млн кВт, в том числе мощность ТЭЦ Минэнерго России -- 64,8 млн кВт. Отпуск тепловой энергии составил соответственно 3750 млн и 3250 млн ГДж.

На рисунке 1.5 изображена принципиальная схема ТЭЦ с отбором пара для нагрева питательной воды собственных паровых котлов и теплофикационной воды. Пар из котла поступает в турбину, при расширении в которой совершает работу, преобразуемую в электрическую энергию, и конденсируется в конденсаторе. Теплота отработавшего пара отводится охлаждающей водой в окружающую среду и теряется. Часть пара из промежуточных ступеней турбины отбирается для целей нагрева питательной воды котлов, а часть из ступеней низкого давления для нагрева теплофикационной воды.



Рисунок 5 - Принципиальная схема ТЭЦ: 1 - котел; 2 - турбина; 3 - конденсатор; 4,5 - подогреватели питательной воды котла; 6 - подогреватели сетевой воды; 7 - деаэратор; 8 - насосы; 9 - пиковый котел [6].

.

Рисунок 6 - Распределение тепловых потоков: а - в КЭС; б - в ТЭЦ [6].

На рисунке 6 показано распределение тепловых потоков между полезной выработкой теплоты и тепловыми потерями при совместной выработке электрической энергии на ТЭЦ и раздельной выработке электрической энергии на конденсационной электростанции (КЭС) и тепловой энергии в районной котельной

На рисунке 7 приведена принципиальная схема районной котельной с водогрейными котлами. Обратная вода из теплосети поступает в котел и после нагрева направляется в подающий теплопровод сети. В теплый период отопительного сезона дня поддержания необходимой температуры в подающем теплопроводе часть воды перепускается клапаном 3 по перемычке помимо котла. Для обеспечения нормативной температуры воды на входе в котел часть нагретой воды рециркуляционным насосом 2 подмешивается во входной патрубок котла.

Рисунок 7 - Схема водогрейной котельной: 1 - котел; 2 - насос рециркуляции; 3 - клапан перепуска; 4 -сетевой насос [6].

Централизованное теплоснабжение прочно вошло в жизнь населения нашей страны и им пользуется свыше 115 млн человек (в том числе 92% городского и 20% сельского населения).

Общая протяженность теплотрасс составляет около 200 тыс. км. На цели коммунально-бытового сектора расходуется около 25% всех потребляемых в России первичных энергоресурсов. В то же время существующая система центрального отопления физически и морально устарела, она сложнее западной, в ней заложены и используются технические решения зачастую полувековой давности, не соответствующие современным требованиям. Отсюда -- ее низкая эффективность, низкая конкурентоспособность.

В связи с резким ростом цен на энергоресурсы энергетика и все теплоэнергетические хозяйства городов и промышленных предприятий будут испытывать все возрастающие трудности в обеспечении топливом. Поэтому одна из основных повседневных задач -- выявление и разработка мероприятий по энергосбережению.

Экономия тепловой энергии и соответственно топлива достигается несколькими путями:

*утилизацией тепловых отходов производства для покрытия потребностей этого же предприятия и других близлежащих потребителей (промышленных и коммунальных):

*внедрением новых технологий, нового оборудования и т.п.:

*техническим перевооружением, модернизацией, реконструкцией действующих производств в направлении повышения эффективности использования энергоресурсов.

В настоящее время основная ориентация -- максимальное развитие теплоэнергетического хозяйства с использованием в качестве топлива природного газа. При благоприятной социологической обстановке -- развитие атомных энергоисточников.

Основой стратегии является теплофикация на базе ТЭЦ малой и средней мощности в сочетании с централизованным теплоснабжением от экономичных автоматизированных котельных.

На ТЭЦ вводятся в действие различные модификации ГТУ и ПГУ (рис. 8). Это сочетается с совершенствованием работы действующего парка энергоустановок, в том числе: путем повышения уровни использования установленной мощности ТЭС, теплофикационных возможностей КЭС" и АЭС, увеличения загрузки ТЭЦ в летний период, сокращения потерь теплоты на малоэкономичных ТЭС: проведением эффективной модернизации. реконструкции и технического перевооружения действующих теплоисточников: внедрением совместной работы нескольких теплоисточников на общие тепловые сети: сокращением тепловых потерь в тепловых сетях: проведением теплосберегающих мероприятий в промышленных, жилых и общественных зданиях и др.

5. Основные проблемы в отраслях топливно-энергетического комплекса

Основной причиной ухудшения показателей ТЭК России является высокая степень износа основных средств энергетики, созданных в советский период. Следствием этого является низкая эффективность и растущая аварийность, и высокие риски, что отрицательно сказывается на конкурентоспособности экономики, негативно влияет на качество жизни населения и техногенные угрозы.

Рисунок 8 - Схема парогазовой установки [6].

Негативными факторами инновационного развития ТЭК также являются:

- утрата значительной части научно-технологического потенциала в ряде отраслей ТЭК;

- недостаточная степень развития инновационной сферы в ТЭК;

- снижение качества подготовки научно-технических кадров, недостаточный уровень взаимодействия компаний ТЭК с высшими учебными заведениями;

- малая эффективность управления объектами интеллектуальной собственности;

- несовершенство систем инновационной деятельности компаний.

Кроме того, государственные органы, осуществляющие государственные функции в сфере ТЭК и смежных отраслях экономики, не в полной мере обладают информацией по отраслям ТЭК, которая необходима для осуществления возложенных на них государственных функций, в том числе для предотвращения чрезвычайных ситуаций в ТЭК.

В настоящее время существует ряд проблем в отраслях ТЭК России.

Проблемы развития нефтяной отрасли связаны с истощением запасов легкоизвлекаемой нефти на действующих месторождениях и сложностью географических и климатических условий в новых перспективных районах добычи (Восточная Сибирь, шельф северных морей); недостаточными инвестиционными возможностями нефтяных компаний в таких условиях, обусловленными высокой налоговой нагрузкой на отрасль; устаревшими технологиями нефтепереработки и существенной нехваткой инвестиций в увеличение глубины и качества переработки нефти.

Проблемы будущего развития российской газовой отрасли связаны в том числе:

- с выработанностью находящихся в эксплуатации месторождений (с прогнозируемым к 2030 году более чем двукратным снижением объемов добычи на них - с 589 до 257 млрд. куб. м);

- изношенностью инфраструктуры газотранспортной системы;

- ориентированностью экспорта газа преимущественно на европейский рынок (97% общего объема экспорта); изменением компонентного состава газа (с прогнозируемым к 2030 году более чем двукратным увеличением доли добываемого газа с высоким содержанием ценных компонентов - этана, пропана и бутана) [5].

Проблемы будущего развития российской угольной отрасли связаны, в том числе: с сокращением внутреннего спроса на энергетический уголь; невостребованностью повышения качества и глубокой переработки угля, получения новых видов угольной продукции; увеличением доли подземной добычи угля, осуществляемой в неблагоприятных горно-геологических условиях, отсталостью горного хозяйства и изношенностью основных фондов шахт и разрезов с необходимостью обеспечения безопасных условий добычи угля и охрана окружающей среды; неразвитостью инфраструктуры в новых районах добычи угля и наличием "узких мест" в инфраструктуре традиционных районов добычи; неконкурентоспособностью продукции российского угольного машиностроения и вызванной этим усиливающейся зависимостью отрасли от импорта технологий и оборудования; нарастающим дефицитом квалифицированных трудовых кадров.

Проблемы будущего развития российской электроэнергетики связаны, в том числе: со снижением надежности электроснабжения (обусловленным высоким износом основных производственных фондов и отсутствием необходимых инвестиций для их масштабного и своевременного обновления); длительным технологическим отставанием в создании и освоении современных парогазовых, экологически чистых угольных и электросетевых технологий; наличием перекрестного субсидирования между группами потребителей электроэнергии и между электрической и тепловой энергией на внутреннем рынке; неготовностью субъектов Российской Федерации к формированию 5-летних региональных схем и программ перспективного развития электроэнергетики; нерешенностью вопросов технологического присоединения потребителей к электрическим и тепловым сетям.

В настоящее время вектор развития для российского государства - модернизация через технологическое обновление и внедрение современных методов управления (включая информационные технологии - Государственной информационной системы топливно-энергетического комплекса).

Кроме того, в целях обеспечения комплексного подхода к решению проблем ТЭК, необходимо развивать новые механизмы управления отраслями ТЭК.

6. Перспективы развития отраслей топливно-энергетического комплекса и межстрановые сравнения

Целью государственной энергетической политики России является максимально эффективное использование природных ресурсов и потенциала энергетического сектора для устойчивого роста экономики, повышения качества жизни населения и выполнения обязательств перед зарубежными партнерами.

Основными направлениями развития отраслей топливно-энергетического комплекса являются:

- переход на путь инновационного и энергоэффективного развития;

- изменение структуры и масштабов производства энергоресурсов;

- создание внутренней конкурентной рыночной среды;

- интеграция в быстро меняющуюся мировую энергетическую систему.

Необходимость регулярной адаптации параметров развития энергетики страны диктуется новыми тенденциями и явлениями в мировой энергетике. Нужно отметить высокий рост спроса на ТЭР в мире, в частности его возобновление сразу после кризиса. Несмотря на трудный процесс экономического восстановления и политику энергосбережения в развитых странах, 2010 год показал 3,1% роста потребления ТЭР, а рост потребления ТЭР в развивающихся странах достиг 7,4%.

Таблица 5 - Среднегодовые темпы прироста ВВП по паритету покупательской способности и потребления энергоресурсов, % [5]

	ВВП (ППС)	Потребление ТЭР
	1986-2002 г.	2003-2008 г.	2009 г.	2010 г.	1986-2002 г.	2003-2008 .г.	2009 год	2010 год
Мир	3,1	4,3	-0,6	5	1,8	3	-1,5	5,6
Развитые страны	2,8	2,4	-3,5	3,1	1,6	0,6	-5	3,5
США	3,1	2,3	-2,7	2,9	1,6	0,2	-5	3,7
ЕС	2,4	2,3	-4,3	1,8	0,5	0,4	-5,9	3,2
Япония	2,2	1,5	-6,3	5,1	1,9	0,2	-8,4	5,9
Развивающиеся страны	3,5	7,5	3,3	7,4	2,1	5,7	1,8	7,5
Бразилия	2,3	4,2	-0,6	7,5	3,3	3,9	-0,4	8,5
Россия	-2,5*	7,1	-7,8	4	-1,5	1,5	-5,2	5,5
Индия	5,5	8,3	9,1	9,7	5,1	6,3	7,9	9,2
Китай	9,5	11,3	9,2	10,3	4,7	10,5	5,2	11,2

BP Statistical Review of World Energy 2011, World Bank. * - Для России средние темпы роста за период 1990 - 2002 гг.

В среднесрочном плане сохраняется значительная неопределенность роста экономики мира на фоне цепи долговых кризисов 2011 года. Фактически все страны и компании вынуждены постоянно уделять все большее внимание прогнозам производства, потребления ТЭР, их структуре, новым тенденциям в развитии возобновляемых источников энергии. Одновременно идет усиление политики повышения энергоэффективности, сокращения выбросов парниковых газов, особенно в странах Европейского союза. На фоне относительно высоких цен на энергоносители и быстрого продвижения новых технологий это может вести к значительным изменениям в мировой энергетике. Интересы развития экономики страны и снижения рисков развития включают в себя повышение эффективности производства, передачи, распределения и потребления энергии в стране так же, как и в мире в целом.

Длительность службы объектов ТЭК обуславливает функционирование новых предприятий в ТЭК в будущем (в течение 40 - 50 лет) при различных колебаниях мировой экономической активности, ценовых параметрах, технологических сдвигах. Тем самым проработка стратегии развития ТЭК становится важной также с целью минимизации рисков. Как показывают прогнозы ведущих мировых прогнозных организаций, спрос на нефть и газ будет расти за счет развивающихся стран. Это создает условия для получения экспортных доходов российскими компаниями, предполагает рост внутренних цен и необходимость обеспечивать снижение издержек и конкурентоспособность внутреннего производства ТЭР.

Таблица 6 - Прогнозы цены и потребления нефти до 2035 года [5]

* В обзоре 2011 года изменения незначительные.

Прогнозы спроса на нефть во многом определяются концепциями и предположениями относительно будущей политики основных стран потребителей энергоресурсов. В коридоре "базисных" сценариев потребление нефти в мире продолжает расти до 2035 года, а цены остаются выше 100 долларов США.

Предположения о роли газа в будущем, как и следовало ожидать, увеличиваются. За малым исключением предполагается рост доли газа в мировом балансе до доли угля. Объем потребления газа возрастает с 3,15 до 4,4 - 4,9 трлн. кубометров к 2030 году с учетом роста добычи нетрадиционного газа. Цены на газ также остаются высокими в обозримом будущем. Эта ситуация обеспечивает определенные рамки для формирования национальных планов развития ТЭК.

Таблица 7 - Прогнозы цены и потребления природного газа до 2035 года [5].

Источник - МЭА, АЭИ США.

За последнее пятилетие разработаны и утверждены ряд стратегических программных документов долгосрочного развития топливно-энергетического комплекса, среди которых - Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2030 года, Генеральные схемы развития нефтяной и газовой отрасли, Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики, Долгосрочная программа развития угольной промышленности.

Нефтяная отрасль

Генеральная схема развития нефтяной отрасли на период до 2020 года является стратегическим документом, определяющим основные перспективные направления развития отрасли.

Целью Генеральной схемы развития нефтяной отрасли до 2020 года является определение условий, обеспечивающих максимизацию экономического эффекта функционирования отрасли в долгосрочной перспективе без снижения сегодняшнего уровня ежегодных налоговых поступлений.

Генеральная схема развития нефтяной отрасли до 2020 года предполагает стабилизацию ежегодной добычи нефти в период до 2020 года на уровне 505 млн. т при текущем уровне эксплуатационного бурения и инвестиций, что обеспечит максимальные налоговые поступления и максимальную стоимость отрасли для страны при приемлемой сложности администрирования режима.

В соответствии с Генеральной схемой развития нефтяной отрасли до 2020 года целевой объем переработки нефти должен составлять в 2020 году 230 - 240 млн. т при глубине переработки не менее 85%. Этот объем полностью удовлетворит потребности растущего внутреннего спроса и позволит высвободить для экспорта значительные объемы нефти.

При этом активные работы по диверсификации транспортных маршрутов позволят к 2015 году полностью снять риски остановки любого из экспортных направлений, а также обеспечить гибкость в выборе наиболее прибыльных направлений экспорта [13].

Газовая отрасль

Генеральная схема развития газовой отрасли на период до 2030 года является отраслевой программой развития газовой отрасли на долгосрочную перспективу.

Основной целью Генеральной схемы развития газовой отрасли на период до 2030 года является определение экономически обоснованных стратегических направлений развития газовой отрасли для обеспечения надежного газоснабжения российских потребителей и выполнения обязательств по межправительственным соглашениям и заключенным контрактам на поставки природного газа на внешние рынки.

Существует ряд факторов (вызовов), оказывающих существенное влияние на будущее развитие российской газовой отрасли:

- низкий уровень газификации субъектов Российской Федерации;

- зависимость России от конъюнктуры газа на Европейском рынке;

- снижение добычи газа на разрабатываемых месторождениях.

При этом одними из важнейших условий повышения внутреннего потребления газа является газификация регионов Российской Федерации. Реализация Программы газификации способствует увеличению использования газа коммунально-бытовым сектором и населением, тем самым улучшая качество жизни. В результате планируемых к реализации мероприятий уровень газификации России будет расти в соответствии с тенденциями индустриально развитых стран мира.

Темпы развития газовой отрасли во многом зависят не только от динамики развития внутреннего рынка, но и от ситуации, складывающейся на внешних рынках.

В Генеральной схеме развития газовой отрасли предусмотрено развитие четырех новых мегацентров газодобычи, а именно:

- месторождения на полуострове Ямал;

- Штокмановское месторождение;

- месторождения Восточной Сибири;

- "Сахалин-3" (Киринский блок).

Генеральной схемой развития газовой отрасли предусматривается диверсификация внешних рынков сбыта газа за счет поставок СПГ с месторождений п-о Ямал, Штокмановского месторождения, и сахалинского центра газодобычи на рынки Европы и Азии.

Реализация основных целей и направлений развития газовой отрасли, определенных Генеральной схемой, обеспечит решение следующих задач стоящих перед отраслью:

- географическая диверсификация поставок российского газа путем создания новых транспортных коридоров на рынки АТР и развития СПГ проектов;

- доведение затрат на производство и доставку газа на традиционные и потенциальные рынки до уровня конкурентной цены в первую очередь за счет улучшения показателей транспортировки и логистики поставок;

- гибкий подход к формированию ценовой политики на экспортных рынках и выход на конечных покупателей;

- создание продукции с повышенной добавочной стоимостью путем увеличения объемов и глубины переработки в газохимии;

- пропаганда газового топлива как наиболее экономически и экологически эффективного для энергогенерации и транспорта, с активным использованием платформы ФСЭГ [14].

Электроэнергетическая отрасль

Электроэнергетическая отрасль характеризуется рядом особенностей, основными из которых являются единство технологического процесса производства и потребления электроэнергии, подчиненность общему режиму работы всей Единой электроэнергетической системы, особые требования к месту размещения электростанций, длительность процессов проектирования и сооружения энергообъектов, их высокая капиталоемкость. Это определяет особые требования к прогнозированию развития генерации и электросетевой инфраструктуры для недопущения дефицитов мощности и электроэнергии из-за невозможности или задержке по времени сооружения требующихся по балансу новых электростанций и линий электропередачи на территории Российской Федерации.

Главным требованием при прогнозировании развития электроэнергетики является координация планов развития на федеральном, региональном, межотраслевом уровнях, а также намерений и программ развития государственных и частных энергокомпаний, потенциальных инвесторов для обеспечения надежного функционирования Единой энергетической системы России и технологически изолированных электроэнергетических систем в долгосрочной перспективе.

Генеральная схема развития электроэнергетики до 2030 года предусматривает широкомасштабную модернизацию российской электроэнергетики и перевод ее на новый технологический уровень на базе разработки и внедрения новых ключевых энергетических технологий. К данным технологиям возможно отнести:

- отечественные высокоэффективные газотурбинные установки (далее - ГТУ) большой мощности, что позволит создавать одновальные и многовальные парогазовые установки (далее - ПГУ);

- экологически чистые угольные технологии на суперсверхкритических параметрах пара и с внутрицикловой газификацией твердого топлива [15].

Освоение новых технологий позволит перейти к масштабному выводу из эксплуатации морально устаревшего и физически изношенного оборудования, объемы которого за последние годы постоянно нарастали. В первоочередном порядке подлежат демонтажу низкоэкономичные конденсационные паросиловые блоки на газе с заменой их на высокоэкономичные ПГУ. К 2030 году должно быть демонтировано не менее 50% всех находящихся в работе конденсационных паросиловых установок (далее - ПСУ). Угольная промышленность в соответствии с Долгосрочной программой развития угольной промышленности, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 24 января 2012 г. № 14-р реализация основных целей и направлений развития угольной отрасли должна обеспечить: последовательную модернизацию и обновление производственных мощностей по добыче угля: 25% мощностей - к 2015 году; 50% - к 2020 году; увеличение производительности труда в отрасли (добычи на одного занятого) в 1,3 раза к 2015 году, в 2,4 раза к 2020 году; повышение конкурентоспособности угольных компаний (в т.ч. рост рентабельности активов с 8 до 25%); повышение (не менее чем в 2-3 раза по основному кругу показателей) уровня промышленной и экологической безопасности в отрасли; увеличение примерно в 1,5 раза объема поступлений в бюджет (недропользование, налоги - в ценах 2010 года) [16]. Реализация планов развития российского ТЭК предполагает активные действия по осуществлению мер направленных на практическое энергосбережение и повышение энергоэффективности. Страна осуществляет постепенное увеличение вложений в энергоэффективное оборудование, технологии и организационные решения, как в секторе домашних хозяйств, так и в промышленности и энергетике. Выполнение Энергетической стратегии страны будет происходить с учетом новых тенденций в мире, особенно в отношении повышения энергоэффетивности. Особая важность проблемы повышения энергоэффективности для экономики России диктуется тем, что наша страна имеет весьма высокую удельную энергоемкость экономики по сравнению, как с развитыми, так и с развивающимися странами.

...