Постановление Правительства Республики Саха (Якутия) от 29 октября 2009 г. N 441 "Об утверждении Энергетической стратегии Республики Саха (Якутия) на период до 2030 года"

В целях обеспечения эффективного развития топливно-энергетического комплекса Республики Саха (Якутия) на период до 2030 года, снятия инфраструктурных ограничений развития экономики, удовлетворения перспективного спроса на энергоресурсы и формирования рационального топливно-энергетического баланса республики во взаимосвязи с субъектами Российской Федерации, Восточной Сибири и Дальнего Востока, Правительство Республики Саха (Якутия) постановляет:

1. Утвердить прилагаемую Энергетическую стратегию Республики Саха (Якутия) на период до 2030 года (далее - Стратегия) согласно приложению к настоящему постановлению.

2. Министерству экономического развития Республики Саха (Якутия) (Стручков А.А.), Министерству финансов Республики Саха (Якутия) (Новиков В.А.), Министерству жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия) (Антоненко А.А.), Министерству промышленности Республики Саха (Якутия) (Голубенко А.В.), Министерству науки и профессионального образования Республики Саха (Якутия) (Пахомов А.А.), Министерству строительства и промышленности строительных материалов Республики Саха (Якутия) (Дереповский С.Я.), Министерству внешних связей Республики Саха (Якутия) (Никонов Г.Д.), Государственному комитету по ценовой политике - Региональной энергетической комиссии Республики Саха (Якутия) (Лемешева В.И.) руководствоваться приоритетами развития ТЭК республики и основными направлениями развития отраслей топливно-энергетического комплекса республики, изложенными в Стратегии.

3. Министерству экономического развития Республики Саха (Якутия) (Стручков А.А.):

3.1. Обеспечить ежегодный контроль хода выполнения стратегических направлений развития топливно-энергетического комплекса Республики Саха (Якутия) с предоставлением отчета Президенту Республики Саха (Якутия) в течение первого квартала года, следующего за отчетным.

3.2. Один раз в три года уточнять основные параметры Стратегии с учетом хода реализации инвестиционных проектов на территории Республики Саха (Якутия) и тенденций развития экономики страны, регионов Дальнего Востока и Восточной Сибири, а также взаимоотношений со странами АТР.

3.3. Опубликовать Энергетическую стратегию Республики Саха (Якутия) на период до 2030 года за счет внебюджетных источников.

4. Контроль исполнения настоящего постановления возложить на первого заместителя Председателя Правительства Республики Саха (Якутия) Алексеева Г.Ф.

Председатель Правительства Республики Саха (Якутия)

Е. Борисов

Энергетическая стратегия
Республики Саха (Якутия) на период до 2030 года
(утв. постановлением Правительства Республики Саха (Якутия) от 29 октября 2009 г. N 441)

Ключевые слова: топливно-энергетический комплекс, электроэнергетика, тепловое хозяйство и коммунальная энергетика, угольная промышленность, нефтегазовый комплекс, топливно-энергетические балансы, механизмы реализации стратегии.

НИР "Энергетическая стратегия Республики Саха (Якутия) на период до 2030 года" (далее Энергетическая стратегия, Стратегия развития ТЭК), выполнена Институтом систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН (г. Иркутск), Институтом физико-технических проблем Севера СО РАН (г. Якутск) и Институтом проблем нефти и газа СО РАН (г. Якутск) в соответствии с техническим заданием МЭР РС (Я) по государственному контракту N 24-ОК от 27 ноября 2008 г.

Целью Энергетической стратегии является: обеспечение эффективного развития ТЭК Республики Саха (Якутия) на период до 2030 г. для надежного энергоснабжения внутренних потребителей и расширения поставок на экспорт продукции с высокой добавленной стоимостью.

Задачами Энергетической стратегии являются:

- снятие инфраструктурных ограничений развития экономики на региональном уровне;

- удовлетворение перспективного внутреннего спроса на энергоресурсы и формирование рационального топливно-энергетического баланса республики во взаимосвязи с субъектами Российской Федерации, Восточной Сибири и Дальнего Востока;

- развитие и рациональное использование экспортного потенциала топливно-энергетического комплекса (ТЭК) республики;

- развитие нефте- и газоперерабатывающей, газохимической и угольной промышленности в республике для производства продукции с высокой добавленной стоимостью;

- оценка эффективности сценариев развития ТЭК и предложения к механизмам реализации Энергетической стратегии республики.

Реализация Энергетической стратегии позволит преодолеть негативные тенденции в развитии отраслей ТЭК республики и обеспечить:

- стабилизацию и последующий рост отраслей ТЭК;

- достижение необходимых уровней добычи топливно-энергетических ресурсов (ТЭР);

- надежное обеспечение экономики и социально-бытовой сферы республики различными видами топливно-энергетических ресурсов; снижение затрат на энерогообеспечение# потребителей;

- существенную экономию ТЭР за счет широкого внедрения энергосбережения; оздоровление экологической обстановки в республике;

- значительную долю валютных поступлений в бюджеты разных уровней за счет экспорта энергоносителей; энергетическую безопасность республики.

Работа выполнена в рамках Государственного контракта N 24-ОК от 27 ноября 2008 г. между Институтом проблем нефти и газа СО РАН (г. Якутск) и Министерством экономического развития Республики Саха (Якутия).

Научные руководители работы:

Чл.-корр. РАН А.Ф. Сафронов, д.т.н. проф. Б.Г. Санеев, д.т.н. проф. Н.А. Петров (ответственный исполнитель). Координаторы работы:

первый заместитель Председателя Правительства РС (Я), к.т.н. Г. Ф. Алексеев, министр экономического развития РС (Я) А.А. Стручков. Состав исполнителей: Институт проблем нефти и газа СО РАН:

к.г.-м.н. Алексеев Н.Н., м.н.с. Голосконов А.Н., чл.-корр. РАН Сафронов А.Ф., к.т.н. Слепцова М.И., м.н.с. Степанова-Грязнухина В.Р.

Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН:

к.т.н. Агафонов Г.В., инж. Добровольская Т.В., к.э.н. Иванова И.Ю., н.с. Ижбулдин А.К., к.т.н. Кейко А.В., д.э.н. Кононов Ю.Д., н.с. Корнеев А.Г., инж Корнеев К.А., к.т.н. Лагерев А.В., к.э.н. Майсюк Е.П., гл. спец. Мирошниченко В.В., вед. инж. Музычук Р.И., к.э.н. Музычук С.Ю., гл. спец. Платонов Л.А., к.т.н. Попов С.П., инж. Руденко Е.М., д.т.н. Санеев Б.Г., д.т.н. Сендеров С.М., к.т.н. Славин Г.Б., инж. Смирнов К.С., д.т.н. Соколов А.Д., д.т.н. Стенников В.А., к.т.н. Такайшвили Л.Н., к.т.н. Тугузова Т.Ф., н.с. Халгаева Н.А., к.э.н. Ханаева В.Н., н.с. Цапах А.С., вед. инж. Шиленкова А.Д.

Институт физико-технических проблем Севера СО РАН: н.с. Захаров В.Е., вед. инж. Иванова А.Е., с. н.с. Игнатьев B.C., н.с. Кузьмин А.Н., вед. инж. Львова З.И., н.с. Михеева Е.Ю., к.г.н. Николаева Н.А., к.г.н. Ноговицын Д.Д., н.с. Павлов Н.В., д.т.н. Петров Н.А., вед. инж. Петрова Т.Н., м.н.с. Сергеева Л.П., н.с. Шарина В.Е., н.с. Шеина З.М.

Институт ВостСибЭнергосетьпроект (ВСЭСП) Иркутского филиала ОАО "Сибирский ЭНТЦ":

инж. Быкова Н.В., нач. отд. Иванова Е.М., инж. Перминов Д.А., гл. инж. Старцев В.Н., вед. инж. Федоров А.И.

Финансово-экономический институт ЯГУ им. М.К. Аммосова:

к.э.н. Петрова Н.Н.

Министерство экономического развития РС (Я):

Кондратьева В.И., Слепцова Л.Н.

Министерство жилищно-коммунального хозяйства и энергетики РС (Я):

Давыдова И.И., к.т.н. Корякин А.К. Министерство промышленности РС (Я):

к.э.н. Голубенко А.В., Максимов В.И., Новиков М.В.

Государственный комитет по ценовой политике - Региональная энергетическая комиссия Республики Саха (Якутия):

Винокурова А.Б., Лемешева В.И.

Введение

Энергетическая стратегия Республики Саха (Якутия) на период до 2030 года разработана в соответствии с государственным контрактом N 24-ОК от 27 ноября 2008 г.

Головной разработчик Институт проблем нефти и газа СО РАН (г. Якутск);

Соисполнители:

Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН (г. Иркутск);

Институт физико-технических проблем Севера СО РАН (г. Якутск).

Энергетическая стратегия - это документ, формирующий и конкретизирующий: цели и задачи долгосрочного развития энергетического сектора региона на предстоящий период; приоритеты и ориентиры, а также механизмы государственной энергетической политики на отдельных этапах ее реализации, обеспечивающее достижение намеченных целей. ТЭК Якутии создается "не ради, и не для" Якутии, а "ради и для" решения приоритетных, узловых экономических и социальных проблем Дальнего Востока и Восточной Сибири. Поэтому, Энергетическая стратегия Республики Саха (Якутия) на период до 2030 года, состоящая из системно обоснованного набора перспективных мер и ориентиров, будет являться инструментом координации заинтересованных сторон (федеральных и региональных органов исполнительной власти, компаний-недропользователей, отечественных и зарубежных экономических партнеров и т.д.) для решения проблем развития ТЭК Востока России на долгосрочную перспективу, имеющих общенациональное значение.

Главная цель разработки энергетической стратегии Республики Саха (Якутия) до 2030 г. (далее Стратегия): на основе долгосрочных сценариев развития экономики и с учетом геостратегических интересов и обеспечения безопасности страны, разработать сценарии развития ТЭК республики, определить возможные и экономически достижимые условия добычи (производства) энергоресурсов на основе развития существующих и новых топливно-энергетических баз и обеспечить на этой основе условий для дальнейшего динамичного развития экономики и качественного повышения уровня жизни населения республики.

Задачами Энергетической стратегии являются:

- снятие инфраструктурных ограничений развития экономики на региональном уровне;

- удовлетворение перспективного внутреннего спроса на энергоресурсы и формирование рационального топливно-энергетического баланса республики во взаимосвязи с субъектами Российской Федерации, Восточной Сибири и Дальнего Востока;

- развитие и рациональное использование экспортного потенциала топливно-энергетического комплекса (ТЭК) республики;

- развитие нефте- и газоперерабатывающей, газохимической и угольной промышленности в республике для производства продукции с высокой добавленной стоимостью;

- оценка эффективности сценариев развития ТЭК и предложения к механизмам реализации Энергетической стратегии республики.

Реализация Энергетической стратегии позволит преодолеть негативные тенденции в развитии отраслей ТЭК республики и обеспечить:

- стабилизацию и последующий рост отраслей ТЭК;

- достижение необходимых уровней добычи топливно-энергетических ресурсов (ТЭР);

- надежное обеспечение экономики и социально-бытовой сферы республики различными видами топливно-энергетических ресурсов;

- снижение затрат на энергообеспечение потребителей;

- существенную экономию ТЭР за счет широкого внедрения энергосбережения;

- оздоровление экологической обстановки в республике;

- значительную долю валютных поступлений в бюджеты разных уровней за счет экспорта энергоносителей;

- энергетическую безопасность республики.

Стратегия разработана на основе стратегических приоритетов (индикаторов) социально-экономического развития Республики Саха (Якутия), регионов Дальнего Востока и Забайкалья, с учетом требований энергетической безопасности и надежного энерго-, топливоснабжения потребителей Республики Саха (Якутия), концептуальных положений разрабатываемой "Энергетической стратегии России на период до 2030 г." и необходимости решения большого круга задач регионального, межрегионального и федерального уровней и обеспечения баланса интересов центра, субъектов РФ, Республики Саха (Якутия), энергетических компаний и т.д., с использованием основных положений разработанных и разрабатываемых программных документов, определяющих развитие экономики и ТЭК Республики Саха (Якутия), Дальнего Востока и Забайкалья:

- Схема комплексного развития производительных сил, транспорта и энергетики Республики Саха (Якутия) до 2025 года и основные направления до 2030 года (проект);

- Стратегия развития единой энергетической системы Республики Саха (Якутия) до 2030 года;

- Стратегия развития нефтяной и газовой промышленности Республики Саха (Якутия) до 2020 года (проект);

- Инвестиционный проект "Комплексное развитие Южной Якутии (согласован с ОАО "Газпром", РАО ЕЭС, ОАО РЖД и др.);

- ФЦП "Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 г.;

- РЦП "Развитие угольной промышленности Республики Саха (Якутия) на 2007-2009 годы";

- РЦП "Газификация населенных пунктов Республики Саха (Якутия) в 2007-20011 г.г. и основные направления газификации до 2020 года";

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Дату названной программы следует читать как "в 2007-2011 г.г.", вместо РЦП имеется в виду ГЦП

- ВЦП "Развитие электроэнергетики Республики Саха (Якутия) на 2007-2011 годы и на период до 2020 г." (проект);

- РЦП "Реформирование и развитие жилищно-коммунального комплекса Республики Саха (Якутия) до 2011 года";

- Топливно-энергетический баланс Республики Саха (Якутия), Часть I, Якутск, 2005;

- Топливно-энергетический баланс Республики Саха (Якутия), Часть II, Якутск, 2006;

- Концепция и прогноз долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации до 2020 г. (проекты);

- Энергетическая стратегия России на период до 2020 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 августа 2003 года N 1234-р; материалы и данные статистики и прогнозов Росстата, Минэкономразвития России, Минпромэнерго России, Минприроды России, Росэнерго, Росатома, РАН, компаний ТЭК; данные мировой энергетической и экономической статистики, прогнозные исследования отечественной и мировой экономики и энергетики;

- Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР, утвержденная приказом Минпромэнерго России от 3 сентября 2007 года N 340;

- Проект генеральной схемы развития газовой отрасли на период до 2030 года;

- Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года;

- Программа развития нефтеперерабатывающих отраслей в районах Восточной Сибири и Дальнего Востока;

- Доклад Минпромэнерго России Правительству Российской Федерации от 2 июля 2007 года N ХВ-3612/09 "Об уточнении основных показателей Энергетической стратегии России до 2020 года";

- Доклад Минпромэнерго России Правительству Российской Федерации от 26 сентября 2007 года N ИМ-5548/52 "О развитии угольной промышленности Дальнего Востока, Республики Бурятия, Иркутской и Читинской областей";

- Требования по использованию возобновляемых источников энергии, установленные в ФЗ N 250 от 14.11.2007 г. "О внесении изменений в ФЗ N 35 "Об электроэнергетике";

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Дату и номер названного Федерального закона N 250-ФЗ следует читать как "N 250-ФЗ от 04.11.2007 г."

- Стратегия социально-экономического развития Дальнего Востока, Республики Бурятия, Забайкальского края и Иркутской области до 2025 г. (проект), и др.

Энергетическая стратегия разработана:

- на современной методологической базе, отвечающей требованиям разработки региональных энергетических программ;

- с использованием широкого арсенала математических методов, моделей, программных комплексов для прогнозирования развития экономики и ТЭК страны, регионов, отраслей ТЭК, реализации крупных инвестиционных проектов;

- на основе сценарного подхода к формированию вариантов развития ТЭК регионов, с оценкой социально-экономических показателей реализации каждого сценария, с разработкой предложений к механизмам реализации стратегии развития ТЭК.

Энергетическая стратегия Республики Саха (Якутия) на период до 2030 года состоит из Введения, пяти разделов, Заключения и Приложения. Во Введении приведены основные предпосылки разработки стратегии.

В первом разделе проанализировано современное состояние экономики, энергетики и ресурсной базы ТЭК республики, выявлены предпосылки и приоритеты их дальнейшего развития.

Во втором разделе с учетом межрегиональных и экспортных топливно-энергетических связей республики сформированы сценарии ее социально-экономического развития и спрогнозированы потребности в топливно-энергетических ресурсах: электроэнергии, тепловой энергии, котельно-печном и моторном топливе.

В третьем разделе с учетом взаимосвязи с субъектами РФ Восточной Сибири и Дальнего Востока разработаны сценарии развития отраслей ТЭК республики: электроэнергетики, теплового хозяйства и коммунальной энергетики, угольной промышленности, нефтедобывающего и нефтеперерабатывающего кластеров, газодобывающего и газоперерабатывающего кластеров.

В четвертом разделе сформированы отраслевые балансы топлива и энергии (электрической и тепловой энергии, угля, нефти и природного газа), сводные топливно-энергетические балансы республики и дана оценка эффективности сценариев развития ТЭК (энерго-экономическая, социально-экономическая, бюджетная, оценка энергетической безопасности и экологическая оценка).

В пятом разделе сформулированы предложения к механизмам реализации энергетической стратегии (экономические, инвестиционные и организационные механизмы, региональное энергетическое законодательство, экологическая политика в сфере производства и использования топливно-энергетических ресурсов).

В Заключении приведены основные выводы.

В Приложении даны сопроводительные табличные и текстовые материалы, разделенные по отраслям топливно-энергетического комплекса РС (Я).

Раздел I. Современное состояние экономики, энергетики и ресурсной базы ТЭК Республики Саха (Якутия). Предпосылки и приоритеты их дальнейшего развития

1 Анализ социально-экономического положения республики, ретроспективная динамика развития хозяйственного комплекса

1.1 Общая характеристика роли и места республики в РФ и ДФО

Республика Саха (Якутия), как субъект Российской Федерации, входит в Дальневосточный федеральный округ. Она занимает почти всю северо-восточную часть азиатского материка, выходя на побережье двух морей Северного Ледовитого океана. Свыше 40% территории республики находится за Полярным кругом. Республика на востоке граничит с Чукотским автономным округом, Магаданской областью и Хабаровским краем, на юге - с Забайкальским краем, Амурской и Иркутской областями, на западе - с Красноярским краем, с севера омывается морями Лаптевых и Восточно-Сибирским. Общая протяженность морской береговой линии превышает 4,5 тыс. км. (рисунок 1.1.1).

"Административно-территориальное деление Республики Саха (Якутия)" (рисунок 1.1.1)

Список районов и городских округов Республики Саха (Якутия)

1. Анабарский национальный, 2. Булунский, 3. Усть-Янский, 4. Аллаиховский, 5. Нижнеколымский, 6. Оленекский национальный, 7. Жиганский, 8. Эвено-Бытантайский национальный, 9. Верхоянский, 10. Момский национальный, 11. Абыйский, 12. Среднеколымский, 13. Верхнеколымский, 14. Мирнинский, 15. Мирный, 16. Нюрбинский, 17. Сунтарский, 18. Верхневилюйский, 19. Вилюйский, 20. Кобяйский, 27. Томпонский, 22. Оймяконский, 23. Горный, 24. Намский, 25. Усть-Алданский, 26. Таттинский, 27. Хангаласский, 28. г. Якутск, 29. Мегино-Кангаласский, 30. Чурапчинский, 31. Амгинский, 32. Усть-Майский, 33. Ленский, 34. Олекминский, 35. Алданский, 36. Нерюнгринский.

Республика Саха (Якутия) является самым крупным по площади субъектом Российской Федерации. Общая площадь ее территории составляет 3083,5 тыс. кв. км. В составе Республики 446 муниципальных образований (34 - муниципальных района (улуса), 2 - городских округа, 49 - городских поселка и 361 - сельское поселение).

Климат суровый, резко континентальный. Средняя итоговая температура января - (-30,4°С), июля - (+12,9°С).

Население республики составляет (состояние 2009 г.) 949753 чел. Удельный вес городского населения - 65,1%. Плотность населения в республике является одной из самых низких среди субъектов Российской Федерации (0,3 чел./км2) (таблица 1.1.1).

Таблица 1.1.1 - Сравнительные территориально-демографические показатели (состояние на 01.01.2009 г.)

Страна, ДФО, субъект РФ	Население		Территория
	тыс. чел.	прирост (убыль) населения, тыс. чел.	тыс. км2	в % к РФ	чел./км2
Российская Федерация	141887	-121,3	17098	100	8,3
ДФО	6461	-25,9	6169	36,1	1,1
Республика Саха (Якутия)	950/3	-1,6/3	3084/1	18	0,3/8
Амурская область	864/4	-5,1/8	362/6	2,1	2,4/4
Приморский край	1989/1	-7,3/9	165/7	1,0	12,1/1
Хабаровский край	1402/2	-1,8/4	788/2	4,6	1,8/5
Камчатский край	344/6	-2,2/5	464/4	2,7	0,7/6
Магаданская область	163/8	-2,9/6	462/5	2,7	0,4/7
Сахалинская область	514/5	-4,1/7	87/8	0,5	6/2
Еврейская АО	185/7	-0,1/1	36/9	0,2	5,1/3
Чукотский АО	50/9	-1,0/2	721/3	4,2	0,1/9

Примечание - под чертой - место региона по данному показателю

Источники: Российский статистический ежегодник. 2008: Стат. сб./Росстат. М., 2008. - 847 с.; Регионы России. Социально-экономические показатели. 2007: Стат. сб./Росстат. - М., 2008. - 800 с.

Столица республики - город Якутск. Главные промышленные города - Якутск (255,8 тыс. чел.), Нерюнгри (64,4 тыс. чел.), Мирный (37,5 тыс. чел.), Ленск (24,5 тыс. чел.), Алдан (23,8 тыс. чел.).

Республика обладает богатейшей ресурсной базой не только российского, но и мирового значения, освоение которой находится в начальной стадии.

В республике насчитывается 700 тыс. рек и речек и свыше 800 тыс. озер. Реки Алдан, Тимптон, Учур, Олекма обладают наибольшим гидроэнергетическим потенциалом для строительства ГЭС. К крупнейшим судоходным рекам относятся: Лена, Вилюй, Оленек, Алдан, Колыма, Индигирка, Олекма, Анабар и Яна. Водоемы содержат богатейшие запасы ценных видов рыбы.

Минерально-сырьевой потенциал Республики Саха (Якутия) по различным оценкам составляет 65-80 трлн. руб., что обеспечивает ей по этому показателю первое место в ДФО. Удельный вес запасов основных видов полезных ископаемых в минерально-сырьевом потенциале России (и ДФО) составляет (в %): алмазы - 82 (100); золото - 17,2 (30); уголь 5 (46,6); железные руды - 6,2 (79); олово - 28 (36); сурьма - 81,5 (96,1); цинк - 0,1 (2,9); свинец - 0,4 (5,1); вольфрам - 5 (22); серебро - 3 (8); ртуть - 7,9 (12,5); уран - 61 (100).

Республика имеет уникальные ресурсы углеводородов, угля.

Лесные угодья составляют более 46% территории республики, а сырьевой потенциал республики по запасам древесины на корню равен 8,9 млрд. м3, что составляет около 43% запасов ДФО и 11% от общероссийских. Расчетная лесосека, составляющая 35 млн. м3, используется не более чем на 3-4%.

Республика Саха (Якутия), как и весь Дальневосточный регион, находится в сфере экономического и геополитического взаимодействия со странами АТР, имеет торговые связи с Японией, Китаем, Кореей и др.

Наблюдается устойчивость в сложившейся модели товарообмена: основной экспортной продукцией являются каменный уголь, продукция алмазо-бриллиантового комплекса, ювелирные изделия, пушнина и др. По импорту в республику поступает в основном машиностроительная продукция, оборудование различного назначения, потребительские товары и др.

В 2007 г. внешнеторговый оборот Республики Саха (Якутия) составил 2,65 млрд. долл., в том числе экспорт - 2,5 млрд. долл. (94%), импорт - 152 млн. долл. (5,6%).

По уровню производства валового регионального продукта (ВРП) на душу населения Республика Саха (Якутия) значительно превышает средние показатели по России в целом и ДФО, уступая здесь лишь Сахалинской области и Чукотскому АО.

В республике в 2007 г. объем производства ВРП составил 246,5 млрд. руб. - 3 место в ДФО по объему ВРП и в расчете на душу населения (таблица 1.1.2).

Таблица 1.1.2 - Производство валового регионального продукта (состояние 2007 г.)

Страна, ДФО, субъект РФ	Валовой региональный продукт/место в ДФО
	Всего, млрд. руб.	На душу населения, тыс. руб.
Российская Федерация	28254	198,8
ДФО	1291	198,8
Республика Саха (Якутия)	246,5/3	259,2/3
Амурская область	114,3/5	131/9
Приморский край	263,3/2	131,5/8
Хабаровский край	232,6/4	165,6/6
Камчатский край	67,9/6	196,1/5
Сахалинская обл.	286,0/1	550,2/1
Магаданская обл.	35,4/7	211,9/4
Еврейская АО	24,6/8	132,6/7
Чукотский АО	21,2/9	421,3/2

Источник: http://www.gks.ru

В структуре ВРП промышленность составляет 41,6%. Важнейшей отраслью специализации республики является горнодобывающая промышленность (алмазы, золото уголь и др.). Республика занимает лидирующие позиции в России по добыче алмазов, олова и сурьмы (1 место в РФ), угля (5 место - в РФ и 1 место - в ДФО).

В последние годы (с 2005 г.) в развитии республики наблюдается замедление темпов роста промышленного производства и валового регионального продукта (таблица 1.1.3).

Таблица 1.1.3 - Динамика основных экономических показателей развития

Показатель	Год
	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007
Валовой региональный продукт, млрд. руб.	82,0	101,0	115,1	133,0	153,5	183,0	206,8	246,5
Индексы физического объема, в % к предыдущему году	107,8	101,8	101,0	104,3	107,7	104,9	103,4	104,2
Производство промышленной продукции, млрд. руб.	64,9	80,6	89,5	97,4	133,5	144,8	152,4	153,8
Индексы физического объема, в % к предыдущему году	105,4	102,4	102,4	102,5	112,5	93,4	100,0	100,2

Источники: http://www.gks.ru; Российский статистический ежегодник. 2008: Стат. сб./Росстат. М., 2008. - 847 с.; Регионы России. Социально-экономические показатели. 2007: Стат. сб./Росстат. - М., 2008. - 800 с.

Демографическая ситуация в Республике Саха (Якутия) в годы рыночных реформ также, как и во многих регионах, была негативной. С 1990 г. по 2008 г. численность населения республики сократилась на 169,2 тыс. чел., однако, начиная с 2004 г., снижение численности практически прекратилось, а в 2007 г. наблюдался прирост численности населения (таблица 1.1.4).

Таблица 1.1.4 - Динамика численности населения

Показатель	Год
	1990	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
Все население, тыс. чел	1119	958	952	949	949	951	950	950	951,4	949,8
городское	747	615	612	611	613	611	610	613	619	621,7
сельское	372	343	340	338	336	340	340	337	332	328,1
Все население, %	100	100	100	100	100	100	100	100	100	100
городское	66,8	64,2	64,3	64,4	64,6	64,3	64,2	64,5	65,1	65,5
сельское	33,2	35,8	35,7	35,6	35,4	35,7	35,8	35,5	34,9	34,5

Источник: Российский статистический ежегодник. 2008: Стат. сб./Росстат. М., 2008. - 847 с.; Регионы России. Социально-экономические показатели. 2007: Стат. сб./Росстат. - М., 2008. - 800 с.

Коэффициент рождаемости (число родившихся на 1000 населения) в 2008 г. составил 16,1, коэффициент смертности (число умерших на 1000 населения) - 10,0; естественная прибыль населения - 5826 чел.

В 2008 г. коэффициент миграционного прироста составил - 79 чел./на 10 тыс. чел. населения, что более чем в 2,5 раза превышало средний коэффициент в ДФО.

Имея богатый природно-ресурсный потенциал, Республика Саха (Якутия) располагает большими возможностями для развития региона в будущем.

Перспективы интенсивной промышленной разработки природно-ресурсного потенциала региона обусловлены имеющимся внутрироссийским и внешним спросом на алмазы, редкие и цветные металлы, уголь, лесоматериалы, электроэнергию и др. виды продукции.

Имеющийся транспортный потенциал создает предпосылки дальнейшего развития республики. На юге по территории республики проходит крупнейшая железнодорожная магистраль - БАМ, завершается строительство Амуро-Якутской (АЯМ) железнодорожной магистрали, железная дорога в 2013 году придет в столицу республики г. Якутск. В республике развиты водный и воздушный виды транспорта, связывающие Дальний Восток с другими регионами Сибири и европейскую часть России. Среди регионов Дальневосточного федерального округа по объему выполненного пассажирооборота республика находится на 3 месте после Хабаровского и Приморского краев. Реализовываются важнейшие инфраструктурные проекты, которые должны стать линейными общенациональными коммуникациями - это нефтепроводная система по маршруту г. Тайшет (Иркутская область) - г. Ленск (Республика Саха (Якутия)) - г. Сковородино (Амурская область) - бухта Козьмино (Приморский край), газопровод Чаянда - Дальний Восток. Планируется строительство мостового перехода через р. Лена в г. Якутске.

1.2 Анализ социально-экономического положения республики, ретроспективная динамика развития хозяйственного комплекса

Основными комплексными показателями, характеризующими уровень социально-экономического развития региона, является валовой региональный продукт и собственные доходы консолидированного бюджета. В Республике Саха (Якутия) объем ВРП в 2002 г. составил 115,1 млрд. руб., в 2007 г. - 246,5 млрд. руб. Рост ВРП за пять лет в текущих ценах составил 214%. В сопоставимых ценах (без учета инфляции) 146,1% (рисунок 1.2.1).

"Производство ВРП в текущих и сопоставимых ценах" (рис. 1.2.1)

Развитие экономики республики характеризуется в целом умеренными темпами роста, за 2002-2007 гг. они составили в среднем за год 104,9% Основу экономики республики формируют (рисунок 1.2.2):

- промышленность, составляющая 41,6% ВРП;

- строительство - 11,9%;

- торговля - 8,7%;

- транспорт и связь - 7,4%;

- сельское хозяйство - 4,0%.

"Отраслевая структура ВРП (состояние 2007 г.)" (рис. 1.2.2)

Экономический рост определяется уровнем инвестиционных затрат. Инвестиции в основной капитал в республике в 2008 г. составили 154,1 млрд. руб., что в 1,2 раза больше, чем в 2007 г.

Интенсивный рост инвестиций наблюдается с 2005 г. и это связано с обустройством нефтегазовых месторождений, строительством подземных рудников по добыче алмазов и др. В предыдущие же годы роста инвестиций в сопоставимых ценах практически не происходило и значительного задела в производственных мощностях создано не было (рисунок 1.2.3).

По объему поступления иностранных инвестиций республика занимает третье место после Сахалинской области и Приморского края среди субъектов РФ Дальнего Востока. В экономику республики в 2008 г. поступило 666 млн. долл., или 16 млрд. руб. инвестиций (более 10% от общих инвестиций в экономику Дальнего Востока).

"Инвестиции в основной капитал в экономику и ТЭК республики" (рис. 1.2.3)

Бюджет республики является высоко дотационным. Примерно третья часть его доходов формируется за счет финансовой помощи из федерального бюджета: в 2000 г. дотационность составляла 52%, в 2008 г. - 29,4%. Доходы бюджета в сопоставимых ценах (2000 г.) выросли за 8 рассматриваемых лет (2001-2008 г.г.) всего на 117%, что связано со значительным снижением объема финансовой помощи (также в сопоставимых ценах) из федерального бюджета (таблица 1.2.1).

Таблица 1.2.1 - Состояние консолидированного бюджета, млн. руб./год

Показатель	Год						Рост за 8 лет, %
	2000	2003	2005	2006	2007	2008
Доходы, всего	24973	39904	51754	56028	65343,8	78041,7	262
Собственные доходы	11953	28238	35832	36911	43082	45718,8	360
Безвозмездные поступления	13020	11666	15923	19117	22262	31322,9	171
Дотационность бюджета	52	29	31	34	34	29,4
Доходы бюджета в сопоставимых ценах	24973	27083	28461	27342	29119	30900	117

Источник: Финансы Республики Саха (Якутия): Статсборник/Якутстат-Якутск, 2008

Существующий уровень развития экономики республики пока не обеспечивает достаточную и надежную налоговую отдачу от хозяйственной деятельности. Среднегодовые темпы роста собственных доходов бюджета республики с 2000 по 2008 гг. в сопоставимых ценах составили 105,3%.

Бюджетная обеспеченность населения республики по собственным доходам на уровне 2007 г. составила 68,7 тыс. руб./чел., в сопоставимых ценах - примерно 30,6 тыс. руб./чел., в 2008 г. соответственно - 82,2 и 32,5 тыс. руб./чел. По этому показателю Республика Саха (Якутия) заметно опережает ведущие субъекты РФ ДФО (за исключением Сахалинской области) и в целом РФ (таблица 1.2.2, рисунок 1.2.4).

Таблица 1.2.2 - Бюджетная обеспеченность населения, тыс. руб./чел.

Показатель	Год					Рост за 8 лет, %	Среднегодовой темп роста, %
	2000	2003	2005	2007	2008
Бюджетная обеспеченность в текущих ценах	26,1	42,0	54,5	68,7	82,2	315	115,4
Бюджетная обеспеченность в сопоставимых ценах	26,1	28,5	30,0	30,6	32,5	125	102,8
Бюджетная обеспеченность по собственным доходам в текущих ценах	12,5	29,8	37,7	45,3	48,1	385	118,4
Бюджетная обеспеченность по собственным доходам в сопоставимых ценах	12,5	20,2	20,7	20,2	19,1	153	105,4
Налоговая отдача ВРП, руб./1000 руб.	146	212	196	175*	173,2*	128	103,6

ГАРАНТ:

По-видимому, в настоящей таблице и далее по тексту отсутствует текст сносок

Источник: оценка авторов

"Бюджетная обеспеченность субъектов РФ ДФО (состояние 2007 г.)" (рис. 1.2.4)

Негативная тенденция в последние годы наблюдается в налоговой отдаче ВРП, с 2003 по 2008 годы она снизилась на 18,3%.

Уровень жизни населения республики формируется под воздействием динамики экономического роста. Реальные доходы населения с 2001 г. по 2007 г. росли неустойчиво, а начиная с 2004 года их темпы роста были на уровне 105,5% (рисунок 1.2.5).

"Основные показатели уровня жизни населения" (рис. 1.2.5)

Денежные доходы на душу населения за январь-декабрь 2008 г. составили 18058,4 руб., а заработная плата на 1 работника - 23061,5 руб.

Величина прожиточного минимума на душу населения за 4 кв. 2008 г. составила 7516 руб.

Удельный вес населения с доходами ниже прожиточного минимума за рассматриваемый период снизился на 6,5%. Минимальный размер оплаты труда, установленный федеральным законом, с 1 января 2009 г. составляет 4330 руб.

Базовым сектором экономики республики является промышленность, динамика развития которой представлена в таблице 1.2.3. На фоне низких темпов роста промышленного производства в целом, наиболее высокими темпами в последние годы в республике развивается добыча топливно-энергетических ресурсов.

Таблица 1.2.3 - Индексы промышленного производства по видам деятельности (в процентах к предыдущему году)

Вид деятельности	Год
	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
Промышленное производство в целом, в том числе:	105,4	102,4	102,4	102,5	112,5	93,4	100,0	100,2	104,3
Добыча полезных ископаемых	104,4	99,0	102,7	100,4	114,6	93,7	100,8	101,2	104,8
- добыча топливно-энергетических ресурсов	121,3	98,9	99,2	104,3	101,9	98,7	103,3	107,5	138,5
- добыча полезных ископаемых, кроме топливно-энергетических ресурсов	102,0	99,0	103,3	99,8	116,7	93	100,5	100,4	100,1
Обрабатывающие производства	131,9	165,1	101,0	127,8	109,1	90,6	82,9	88,4	94,7
- производство пищевых продуктов, включая напитки и табак	91,2	117,3	105,6	136,8	92,1	104,5	99,2	97,7	97,5
- обработка древесины и производство изделий из дерева	149,0	123,1	75,3	1243	94,4	98	100,7	92,7	84,3
- прочие производства	143,0	196,7	104,7	126,4	112,5	85,2	63	84,7
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды	103,2	104,3	98,8	100,2	103,6	93,7	101,1	97,5	103,8

Источник: Промышленные производства в Республике Саха (Якутия): Статсбориник#/Якутстат. - Якутск, 2008

2 Общеэкономические характеристики ТЭК

2.1 Роль ТЭК республики в энергетике России и Дальнего Востока

В Республике Саха (Якутия) создана крупная топливно-энергетическая база, включающая все (за исключением атомной) отрасли топливно-энергетического комплекса: угольную, нефтяную и газовую промышленность, электро-, тепловое хозяйство. ТЭК республики полностью удовлетворяет внутренние потребности в угле, природном газе, электро- и теплоэнергии. Нефтепродукты завозятся в республику извне.

В 2007 г. в республике было добыто 12,2 млн. т. угля, произведено 7,3 млрд. кВт*ч. электроэнергии, 15,2 млн. Гкал тепловой электроэнергии, добыто 1,6 млрд. м. природного газа и 377,8 тыс. т. нефти и газового конденсата (таблица 2.1.1).

Таблица 2.1.1 - Роль ТЭК республики в России и на Дальнем Востоке (состояние 2007 г.)

Показатель	Россия	Дальний Восток	Республика Саха (Якутия)
Добыча (производство) энергетических ресурсов:
- уголь, всего, млн. т. (%)	314,5	32,1 (10,2)*	12,2 (3,9/38,0)**
в том числе: каменный	242,4	17,6 (7,3)	12,0 (5,0/68,2)
из него: для коксования	70,2	6,6 (9,4)	6,6 (9,4/100,0)
- электроэнергия, млрд. кВт*ч. (%)	1015,3	40,7 (4,0)	7,3 (0,7/17,9)
- теплоэнергия, млн. Гкал (%)	1412,2	71,4 (5,1)	15,2 (1,1/21,3)
- природный газ, млрд. м3 (%)	651,0	8,1 (1,2)	1,6 (0,2/19,8)
- нефть***, млн. т. (%)	490,7	15,2 (3,1)	0,4 (0,1/2,6)

Примечание - * в скобках - в процентах от России; ** в скобках: числитель - в процентах от России, знаменатель - в процентах от Дальнего Востока; *** включая газовый конденсат

Источник: Регионы России. Социально-экономические показатели. 2007: Стат. сб./Росстат. - Москва, 2008

В республике добывается 3,9% угля, добываемого в стране (38% на Дальнем Востоке), производится 0,7% (17,9%) электроэнергии, 1,1% (21,3%) тепловой энергии.

Значительна доля республики в добыче каменного угля - 5% общероссийской и 68,2% дальневосточной добычи. При этом весь высококачественный коксующийся уголь на территории Дальнего Востока полностью добывается в республике.

В настоящее время добыча нефти и природного газа в республике невелика: доля в общероссийской добыче природного газа и нефти составляет 0,2% и 0,1% соответственно. Однако в дальнейшем роль углеводородов в развитии ТЭК и экономики будет все более возрастать. Республика Саха (Якутия) с богатейшими запасами углеводородов является одним из наиболее значимых регионов для интенсивного развития экономики страны и ДФО в будущем.

Республика является крупным потребителем топливно-энергетических ресурсов. В 2007 г. было потреблено 6,7 млрд. кВт*ч. электроэнергии, 15,2 млн. Гкал тепловой энергии и 4,6 млн. т. у.т. котельно-печного топлива, 2,7 млн. т. угля, 1,5 млрд. м. природного газа, 1,3 млн. т. нефтепродуктов (таблица 2.1.2).

Таблица 2.1.2 - Потребление топливно-энергетических ресурсов (состояние 2007 г.)

Топливно-энергетический ресурс	Россия	Дальний Восток	Республика Саха (Якутия)
Электроэнергия, млрд. кВт. ч.	1002,5	39,6 (4,0)*	6,7 (0,7/16,9)**
Тепловая энергия, млн. Гкал	1412,2	71,4 (5,1)	15,2 (1,1/21,3)
Котельно-печное топливо, млн. т. у.т.	575,6	23,5 (4,1)	4,6 (0,8/19,6)
Уголь, млн. т.	209,7	23,9 (11,4)	2,7 (1,3/11,3)
Природный газ, млрд. м3	422,9	3,4 (0,8)	1,5 (0,4/44,1)
Нефтепродукты (включая моторное топливо), млн. т.	67,0	7,1 (10,6)	1,3 (1,9/18,3)

Примечание - * в скобках - в процентах от России; ** в скобках: числитель - в процентах от России, знаменатель - в процентах от Дальнего Востока

Источник: Формы стат. отчетности 11-ТЭР, 2007

В 2007 г. удельный вес республики в общероссийском потреблении электроэнергии составил 0,7%, тепловой энергии - 1,1%, котельно-печного топлива (КПТ) - 0,8%, угля - 1,3%, нефтепродуктов - 1,9%, природного газа - 0,4%.

Доля республики в потреблении топливно-энергетических ресурсов Дальнего Востока значительно выше: в электропотреблении - 16,9%, в теплопотреблении - 21,3%, в потреблении КПТ - 16,9%, угля - 11,3%, природного газа - 44,1%, нефтепродуктов - 18,3%.

Динамика добычи (производства) топливно-энергетических ресурсов в Республике Саха (Якутия) приведена в таблице 2.1.3.

Таблица 2.1.3 - Добыча (производство) топливно-энергетических ресурсов (с округлением)

Топливно-энергетический ресурс	Год
	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
Электроэнергия, млрд. кВт. ч.	7,6	8,1	8,1	8,1	8,3	7,7	7,7	7,3	7,7
в том числе:
ГЭС	3,1	3,1	3,1	3,0	3,1	3,0	3,2	3,0	3,1
Тепловая энергия*, млн. Гкал	14,0	13,9	14,0	14,6	15,1	14,4	15,0	15,2	15,3
в том числе:
ТЭС	4,7	4,7	4,4	4,4	4,5	4,4	4,6	4,4	4,6
котельные	8,2	8,1	8,5	9,1	9,6	9,0	9,3	9,6	9,6
электрокотельные и прочие	1,1	1,1	1,1	1,0	1,1	1,0	1,0	1,1	1,1
теплоисточники
Уголь, млн. т.	10,1	9,7	9,9	10,5	11,1	11,2	11,4	12,2	12,6
Нефть, включая газовый конденсат, млн. т.	0,4	0,5	0,4	0,4	0,4	0,4	0,3	0,4	0,8
Газ, млрд. м3	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6	1,8

Источник: Регионы России. Основные характеристики субъектов Российской Федерации. 2008: Стат. сб./Росстат. - М., 2008. - 668 с., формы стат. отчетности 6-ТП и 11-ТЭР

Примечание - * без децентрализованного сектора

Республика является не только крупным потребителем топливно-энергетических ресурсов (ТЭК), но и поставляет значительные объемы ТЭР за пределы республики, в том числе на экспорт.

В 2007 г. за пределы республики были поставлены: 0,8 млрд. кВт. ч. электроэнергии потребителям ОЭС Дальнего Востока, 9,1 млн. т. угля, в том числе 2,5 млн. т. потребителям Дальнего Востока (Хабаровский край, Амурская область, Чукотский АО), 2,0 млн. т. - потребителям в другие федеральные округа и 4,6 млн. т. на экспорт (Япония и Республика Корея).

Республика полностью покрывает внутреннюю потребность привозными нефтепродуктами: ежегодная потребность в нефтепродуктах составляет более 1 млн. т.

2.2 Общеэкономические характеристики ТЭК

ТЭК является наиболее стабильной отраслью экономики, обеспечивающей ее рост. ВРП Республики Саха (Якутия) в период 2000-2007 гг. растет со среднегодовым темпом роста около 2,5%. Более 50% в объеме ВРП занимает промышленное производство, из которого около 25% составляет доля ТЭК.

В настоящее время ТЭК республики обеспечивает около 5% численности занятых, доля основных фондов составляет около 10%, инвестиций - около 30%. Топливно-энергетический комплекс обеспечивает около 20% экспортных доходов, около 15% налоговых поступлений в консолидированный республиканский бюджет (таблица 2.2.1).

Таблица 2.2.1 - Доля ТЭК в экономике республики, %

Показатель	Год
	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007
Число занятых в ТЭК	4,9	5,5	6,5	6,1	5,7	4,8	4,6	4,6
Основные фонды	8,0	7,8	8,3	11,5	11,8	11,0	9,4	9,4
Промышленная продукция	13,6	16,6	17,6	17,4	26,6	26,9	22,5	22,5
Инвестиции	18,4	12,9	15,1	8,6	6,6	15,5	27,7	27,7
Экспортные доходы	...	6,5	10,3	16,5	15,0	19,2	18,3	18,3
Налоговые поступления в бюджет	6,4	8,7	14,5	17,3	14,7	15,0	15,0	15,0

Источник: Статистический сборник "Промышленность Республики Саха (Якутия)", 2004, 2005, 2006, 2007 гг.

Важным показателем эффективности экономики региона являются цены и тарифы на топливно-энергетические ресурсы и, в частности, их соотношение у производителей и потребителей.

В настоящее время цены приобретения топливно-энергетических ресурсов, потребляемых внутри республики, включая привозные нефтепродукты, намного превышают цены их производства. В результате при значительном преобладании суммарного объема производства (добычи) ТЭР внутри республики над суммарным потреблением их и привозных нефтепродуктов (в 1,8 раза), стоимость общего объема продаж ТЭР на внутреннем и внешнем рынках не перекрывают стоимость общего объема приобретения топлива и энергии потребителями республики. Доминирующая роль в формировании стоимости общего объема приобретения энергоресурсов принадлежит привозным нефтепродуктам. При удельном весе в балансе внутреннего потребления энергоресурсов (18,5%) доля затрат на приобретение нефтепродуктов в 2006 г. составила 70% от стоимости общего объема приобретения топливно-энергетических ресурсов.

С 2000 г. по 2007 г. цены на нефть возросли с 1,2 до 7,5 тыс. руб./т., на бензин автомобильный - с 4 тыс. руб./т. до 10,9 тыс. руб./т., на природный газ - с 307 до 803 руб./тыс. м3, на уголь - с 342 до 959 руб./т.

Оптовые цены дизельного топлива в республике являются самыми высокими в ДФО, что объясняется географическим положением территории, неразвитостью транспортной системы и большой долей автомобильного транспорта. В декабре 2008 г. оптовые цены на дизельное топливо в республике составляли от 35,8 до 45,7 тыс. руб./т.1

Соотношение цен потребителей и производителей колеблется: по электроэнергии в 1,1-1,2 раза, по бензину - в 1,5-1,6 раза, по газу - в 1,2-2 раза, по углю - в 0,99 и 1,02 раза. Однако цена тепловой энергии у потребителей в последние годы на 19-28% ниже стоимости их производства.

В период 2002-2004 г. ежегодные темпы роста тарифов на электроэнергию составляли 18-29%. Начиная с 2005 г. наблюдается снижение темпов роста тарифов для промышленных потребителей до 11-13%, однако для населения тарифы продолжают расти прежними темпами.

Средние тарифы на электроэнергию в республике в настоящее время являются одними из самых высоких в энергосистемах ДФО - 2,2 руб./кВт*ч. - выше тариф только в Камчатском крае, Сахалинской области, Чукотском АО.

Тариф на тепловую энергию, отпускаемую от источников ОАО "Якутскэнерго", за последние семь лет увеличился более чем в 2 раза и в 2008 г. составил 591,1 руб./Гкал, что является одним из лучших показателей среди субъектов РФ в ДФО.

Вместе с тем фактическая стоимость предоставления жилищно-коммунальных услуг в республике на 1 м. общей площади жилья составляет 120 руб. (состояние 2007 г.) и превышает федеральный уровень более чем в 2 раза. По сравнению со средним уровнем в ДФО стоимость жилищно-коммунальных услуг в республике выше на 36,4%.

Общее представление о состоянии ТЭК Республики Саха (Якутия) дает сводный топливно-энергетический баланс, рассчитанный в соответствии с методическими рекомендациями Евростата (таблица 2.2.2).

Из него следует, суммарный объем распологаемых# топливно-энергетических ресурсов в республике, с учетом их ввоза и вывоза, в 2007 г. составил 5,8 млн. т. у.т.

Ввезено в республику 1,2 млн. т. у.т., из них основная часть - нефтепродукты - более 1,1 млн. т. у.т. (91,7%).

Таблица 2.2.2 - Топливно-энергетический баланс республики, млн. т у.т./год (состояние 2007 г.)

Статья баланса	Уголь	Дрова и прочие виды топлива	Нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Сжиженный газ	ГЭС	Электроэнергия*	Теплоэнергия*	Сумма
Производство топливно-энергетических ресурсов	9856	38	541		1852		371			12658
Ввоз	69			1127				18		1213
Вывоз	-7691		-235					-97		-8023
Всего топливно-энергетических ресурсов	2234	38	306	1127	1852		371	-79		5849
Трансформация и энергетический сектор	-1814	-26	-297	-37	-1799	13	-371	750	1808	-1772
Производство электроэнергии на ГЭС							-371	371
Производство электро-, теплоэнергии на ТЭС	-1070		-4	-55	-900			543	646	-839
Производство теплоэнергии на котельных	-744	-26	-293	-85	-589	-1			1377	-361
Производство теплоэнергии на электрокотельных и прочих теплоисточниках									145	145
Нефтепереработка
Газопереработка				103	-117	14
Собственные нужды и потери					-193			-164	-360	-717
Конечное потребление	420	12	9	1090	53	13		672	1808	4077

Примечание - * электроэнергия переводится по калорийному эквиваленту - 1 млрд. кВт*ч. = 0,123 млн. т. у.т.; тепловая энергия - 1 млн. Гкал = 0,143 млн. т. у.т.

Вывоз топливно-энергетических ресурсов составил 8,0 млн. т. у.т., из которых основная доля принадлежит углю - около 7,7 млн. т. у.т. (95,9%).

На переработку и преобразование в другие виды энергии было израсходовано 3,9 млн. т. у.т. ТЭР.

Расход топлива и энергии на собственные нужды электростанций и потери составил более 0,7 млн. т. у.т.

В итоге: конечное потребление топливно-энергетических ресурсов в отраслях хозяйственного комплекса республики составило в 2007 г. 4 млн. т. у.т.

Топливно-энергетический баланс (таблица 2.2.2) позволяет получить ряд показателей (так называемые коэффициенты полезного использования ТЭР (КПИтэр)) - таблица 2.2.3, характеризующих эффективность ТЭК республики.

Таблица 2.2.3 - Коэффициенты полезного использования энергоресурсов в 2007 г., %

Показатель	Россия	Дальний Восток	Республика Саха (Якутия)
КПИтэр трансформации	71,1	68,1	59,1
КПИтэр ТЭС	59,3	50,0	58,6
КПИтэр котельных	80,0	73,8	79,2
КПИтэр конечного потребления	70,3	63,3	69,5

Как следует из таблицы 2.2.3, эффективность использования топливно-энергетических ресурсов в республике ниже, чем в целом по стране, но в среднем не хуже, чем в ДФО. Что касается показателя КПИТЭр трансформации топливно-энергетических ресурсов, по которому у республики имеются существенные отличия по сравнению с аналогичным показателем по стране и ДФО, то это объясняется низким уровнем переработки нефти, природного газа и угля в республике.

КПИтэр в Республике Саха (Якутия) ниже, чем среднероссийские, но по большинству показателей (кроме КПИТЭр трансформации) выше, чем в среднем по ДФО, что свидетельствует о лучшем использовании энергоресурсов на ТЭС, котельных и в сфере конечного потребления республики. Вместе с тем, имеются резервы в повышении эффективности использования энергоресурсов.

3 Современное состояние, ресурсная база, проблемы и потенциальные возможности базовых отраслей ТЭК

3.1 Электроэнергетика

(1) Источники электроэнергии

Около 40% территории (1222 тыс. км2) Республики Саха (Якутия), где проживает около 85% населения, или 18 из 35 административно-территориальных единиц - улусов, охвачено централизованным электроснабжением в трех изолированных друг от друга энергорайонах: Западном, Центральном и Южно-Якутском. Южно-Якутский энергорайон имеет связь с ОЭС Востока по ЛЭП 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Тында.

В зону обслуживания Западного энергорайона входят Айхало-Удачнинский, Мирнинский, Ленский промышленные узлы и группа Вилюйских сельскохозяйственных улусов.

Центральный энергорайон объединяет электрические сети Центрального промышленного узла, включая г. Якутск и его окрестности, а также группу центральных улусов, в том числе заречных, связанных с левобережьем линией электропередачи 110 кВ ПС Табага - ПС Временная, выполненной в габаритах 220 кВ.

В зону обслуживания Южно-Якутского энергорайона входят Южно-Якутский территориально-промышленный комплекс, Нерюнгринский и Алданский промышленные и сельскохозяйственные узлы.

Источниками централизованного электроснабжения Западного энергорайона является каскад Вилюйских ГЭС и Мирнинская ГРЭС, Центрального - Якутская ГРЭС и Якутская ТЭЦ и Южно-Якутского энергорайона - Нерюнгринская ГРЭС и Чульманская ТЭЦ.

Большая часть территории республики (60%) с населением около 150 тыс. чел. относится к зоне децентрализованного электроснабжения на базе источников электроэнергии малой мощности, преимущественно дизельных электростанций.

Из 17 улусов этой зоны 14 улусов относятся к Северному энергорайону (рисунок 3.1.1), где расположено основное количество ДЭС. Населенные пункты двух районов - Нижнеколымского и Оймяконского обеспечиваются электроэнергией с сопредельных регионов Чукотского АО и Магаданской области.

Обеспечение электроэнергией потребителей республики осуществляют электростанции суммарной установленной мощностью 2460 МВт (таблица 3.1.1), в том числе электростанции ОАО АЕС "Якутскэнерго" - 1219 МВт (49,6%), филиал ОАО "ДЭК" - 618 МВт (25,1%), электростанции ОАО "Сахаэнерго" - 216 МВт (8,8%), Светлинская ГЭС АК "АЛРОСА" - 270 МВт (11,0%).

С февраля 2007 г. Южно-Якутский энергорайон входит в состав ОАО "Дальневосточная энергетическая компания", ОАО "Якутскэнерго" функционирует на территории Центрального и Западного энергорайонов. В Северном энергорайоне эксплуатируются энергетические предприятия ОАО "Сахаэнерго", которое является 100-процентным дочерним предприятием ОАО "Якутскэнерго".

"Схема электроснабжения потребителей Республики Саха (Якутия)" (рис. 3.1.1)

Таблица 3.1.1 - Установленная мощность электростанций, МВт (состояние 2008 г.)

Электростанция	Установленная мощность
Вилюйская ГЭС-1, 2 (ОАО АК "Якутскэнерго")	680
Светлинская ГЭС (АК "АЛРОСА")	270
Мирнинская ГТЭС (ОАО АК "Якутскэнерго")	72
Якутская ГРЭС (ОАО АК "Якутскэнерго")	320
Якутская ТЭЦ (ОАО АК "Якутскэнерго")	12
Нерюнгринская ГРЭС (филиал ОАО "ДЭК")	570
Чульманская ТЭЦ (ОАО "ДГК", ОАО "ДЭК")	48
ДЭС ОАО "Сахаэнерго"	216
Предприятия электрических сетей (ОАО АК "Якутскэнерго")	135
Прочие электростанции	137
Всего	2460

Наряду с крупными гидравлическими и тепловыми электростанциями в республике эксплуатируются более 200 дизельных электростанций (в ОАО "Сахаэнерго" 126 шт.) Ленская ГТУ (24 МВт) и ВЭУ в г. Тикси установленной мощностью 250 кВт.

Техническое состояние оборудования на тепловых электростанциях, в основном, удовлетворительное (Приложение 1.1, таблицы П. 1.1.2-1.1.6).

Состояние дизель-агрегатов также, в основном, удовлетворительное, однако на некоторых из них износ оборудования достигает 90-100% (Приложение 5.1, таблица П. 5.1.1).

(2) Электрические сети

Общая протяженность линий электропередачи всех классов напряжения в республике составляет 22,5 тыс. км. (состояние 2007 г.), из них в ведении ОАО "Якутскэнерго" находится 18,8 тыс. км., в ведении ОАО "Сахаэнерго" - 2,8 тыс. км.

ОАО "Якутскэнерго"

Из 18,8 тыс. км. электрических сетей, находящихся на балансе ОАО "Якутскэнерго", 1368 км. (7,3%) - электрические сети напряжением 220 кВ, 3248 км. (17,3%) - напряжением 110 кВ, 14184 км. (75,4%) - напряжением 35 кВ и ниже.

В таких улусах как Намский, Томпонский и Хангаласский доля сетей 0,4 кВ составляет более 40%. Электрические сети 220 кВт имеются только в Западных электрических сетях.

Протяженность линий электропередачи со сроком эксплуатации более 20 лет составляет 14,4 тыс. км., или 70% от суммарной их протяженности.

В ведении ОАО "Якутскэнерго" находятся трансформаторные подстанции различных классов напряжения суммарной мощностью 3,9 кВА. Практически 2/3 из них имеют срок эксплуатации свыше 20 лет, а подстанции напряжением 220 кВ полностью отработали 30-летний срок.

Подробная характеристика и состояние электрических сетей по энергорайонам республики приведены в Приложении 1.2.

ОАО "Сахаэнерго"

В ведении ОАО "Сахаэнерго" находится 2812,5 км. распределительных электрических сетей низких классов напряжения, в том числе напряжением 35 кВ - 143,7 км.; 10 кВ - 373,8 км.; 6 кВ - 552,1 км.; 0,4 кВ - 1742,9 км.

Анализ состояния электрических сетей, принадлежащих ОАО "Сахаэнерго", показывает (Приложение 5.1, таблица П. 5.1.2), что 43% ВЛ находятся в эксплуатации более 25 лет, и еще 13% - от 21 до 25 лет. Таким образом, более половины протяженности электрических сетей в ближайшие годы требуется реконструировать. Если реконструкция будет производиться существующими темпами, то на замену сетей потребуется 24 года, и к концу этого периода все оставшиеся сети превысят 25-летний срок эксплуатации.

Не на много лучше в ОАО "Сахаэнерго" состояние трансформаторных подстанций, у которых 24% установленной мощности эксплуатируется более 25 лет (Приложение 5.1, таблица П. 5.1.3). Темпы реконструкции в настоящее время недостаточны для обновления устаревающего оборудования, так при современных сроках на замену оборудования только со сроком эксплуатации выше 25 лет потребуется 28 лет. Очевидно, что за этот период все имеющееся на сегодняшний день оборудование отработает свой ресурс.

(3) Балансы электроэнергии и мощности

Основной электроснабжающей организацией в Республике Саха (Якутия) является ОАО АК "Якутскэнерго". Доля этой компании в производстве электроэнергии до 2007 г. составляла более 90% (таблица 3.1.2). В 2007 г. Нерюнгринская ГРЭС вошла в состав ОАО "ДЭК" и доля ОАО АК "Якутскэнерго" снизилась до 53% в 2008 г. Доля Нерюнгринской ГРЭС в производстве электроэнергии в 2008 г. составила 34%, доля автономных источников электроснабжения (ОАО "Сахаэнерго" и ведомственные электростанции) в 2000-2008 гг. составляла около 10%.

Таблица 3.1.2 - Баланс электроэнергии республики, млн. кВт ч/год

Статья баланса	Год
	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
Производство электроэнергии, всего, в том числе:	7645,0	8091,3	8096,4	8096,1	8302,1	7724,5	7654,6	7334,8	7675,2
- ОАО "АК "Якутскэнерго"	7059,7	7453,0	7504,2	7487,5	7690,4	6944,9	6825,5	4302,8	4105,9
- Нерюнгринская ГРЭС (филиал ОАО ДЭК")								2271,9	2643,4
- ОАО "Вилюйская ГЭС-3"					1,0	141,2	224,5	222,4	605,1
- ОАО "Сахаэнерго"	284,4	281,8	276,1	279,6	398,0	388,4	388,9	347,8	320,8
- Ведомственные электростанции	300,9	356,5	316,1	329,0	212,6	250,0	215,8	190,0	н/д
Поступление электроэнергии, всего в том числе:	168,9	162,0	161,9	165,5	178,2	174,4	172,7	143,9	142,4
- Магаданская область	148,9	142,0	138,0	145,6	157,5	157,5	154,8	127,3	126,0
- Чукотский АО	20,0	20,0	23,9	19,9	20,7	16,9	17,9	16,6	16,4
Отпуск на ФОРЭМ	996,6	1440,6	1541,1	1511,1	1544,3	1173,4	882,1	785,8	1086,7
Потребление, всего, в том числе:	6817,3	6812,7	6717,2	6750,5	6936,0	6725,5	6945,2	6692,9	6731,1
собственные нужды электростанций	418,8	436,6	418,5	429,0	427,6	416,5	431,8	409,9	425,4
- потери в электросетях	840,2	945,8	866,5	837,9	919,3	945,8	970,6	882,5	947,7
- полезное потребление	5558,3	5430,3	5432,2	5483,6	5589,1	5363,2	5542,8	5400,5	5358,1

Источник: Формы стат. отчетности Электробаланс, 6-ТП

Примечание: данные за 2008 г. оценочные

Полезное потребление электроэнергии в Республике Саха (Якутия) в 2000-2008 гг. стабилизировалось на уровне 5,4-5,6 млрд. кВт ч/год (таблица 3.1.3). В последние годы электропотребление во всех отраслях, кроме сферы услуг, снижалось. Такая динамика объясняется не только структурными изменениями в экономике, но и изменением методики учета, а также внедрением мероприятий по энергосбережению. Неровная динамика полезного потребления в промышленности объясняется высокой долей электроэнергии, используемой для электротеплоснабжения на объектах АК "АЛРОСА" в Западной Якутии. В ближайшее время вся отопительная нагрузка в п. Айхал будет переведена на газовые источники тепла, что приведет к дополнительному снижению электропотребления в промышленности этого энергорайона.

Таблица 3.1.3 - Полезное потребление электроэнергии, млн. кВт ч/год

Показатель	Год
	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007
Полезное потребление, всего в том числе:	5558,3	5430,3	5432,2	5483,6	5589,1	5363,2	5542,8	5400,5
Промышленность	2966,3	3017,3	3128,2	3121,6	3199,1	2592,2	2812,8	2767,9
Транспорт и связь	167,0	153,0	163,0	149,0	144,0	143,0	140,0	133,0
Строительство	160,0	182,0	178,0	159,0	153,0	272,0	156,0	155,0
Сельское хозяйство	301,0	290,0	273,0	295,0	347,0	326,0	347,0	170,0
Сфера услуг	797,0	853,0	810,0	896,0	882,0	1184,0	1246,0	1435,0
Население	1167,0	935,0	880,0	863,0	864,0	846,0	841,0	739,6

Источник: данные форм статистической отчетности Электробаланс

Характеристика ретроспективных балансов электроэнергии и мощности в энергорайонах республики дана в Приложении 1.3.

(4) Основные проблемы отрасли

Основными проблемами, сдерживающими развитие электроэнергетики республики, являются следующие.

1. Серьезной проблемой является большая степень износа электрогенерирующего оборудования, линий электропередачи, трансформаторных подстанций. Высокие удельные расходы и себестоимость производства электроэнергии, нерациональные режимы эксплуатации оборудования снижают экономические показатели и эффективность работы.

2. По республике устанавливается средний единый тариф на электрическую энергию, нагрузку высокого экономически обоснованного тарифа дизельной энергетики распределяют между остальными группами потребителей, что обуславливает необходимость перекрестного субсидирования между централизованной и децентрализованной частями электроснабжения. В 2009 году субсидирование дизельной энергетики РС (Я) достигло уже 3,9 млрд. рублей, при этом основная нагрузка приходится на промышленных потребителей.

3. Проблемой организационного свойства является межтерриториальное субсидирование тарифа на электроэнергию промышленными потребителями Западного энергорайона (в основном АК "АЛРОСА") и потребителями всей республики, хотя данный энергорайон является изолированным.

4. Территориальная рассредоточенность децентрализованных потребителей и их небольшие энергетические нагрузки обуславливают ряд проблем, связанных с надежностью обеспечения потребителей электроэнергией:

- одна из основных проблем децентрализованного электроснабжения заключается в дальности и сложности доставки топлива, зависимости от его поставок, в связи с ограниченностью сроков сезонного завоза. Следствием этого является удорожание топлива, недопоставки, нерегулярное электроснабжение потребителей и высокая себестоимость производства электроэнергии на ДЭС;

- особенностью электросетевого хозяйства Республики Саха (Якутия) является передача электроэнергии на значительные расстояния и эксплуатация электрических сетей в условиях резко-континентального климата и вечной мерзлоты;

- около 80% от общей протяженности электрических сетей предназначена для обеспечения электроэнергией сельских улусов.

5. Функционирование электроэнергетики республики в связи с большой территорией обслуживания потребителей характеризуется:

- большими расстояниями между источниками электроэнергии и потребителями, что вызывает значительные потери электроэнергии при ее транспортировке;

- отсутствием резервирования электрических сетей, изолированностью и географической удаленностью энергорайонов;

- необходимостью развития в районах Крайнего Севера и на удаленных от магистральных сетей районов центральной части Якутии малой энергетики, где единственным источником энергоснабжения населения являются дизельные электростанции и ГТУ;

- сезонным завозом топлива и материально-технических ресурсов по сложной транспортной схеме;

- большими расходами по содержанию электрических сетей, выполненных в основном в деревянном исполнении (количество линий электропередачи со сроком службы более 25 лет составляет 60% от общей протяженности всех электрических сетей).

6. Сложившаяся в настоящее время схема электроснабжения Республики Саха (Якутия) не позволяет обеспечить надежное электроснабжение потребителей. Поэтому необходима как реконструкция существующих электрических сетей, так и строительство новых объектов электросетевой инфраструктуры.

3.2 Тепловое хозяйство и коммунальная энергетика

(1) Особенности теплоснабжения в республике

Климатические особенности Республики Саха (Якутия) требуют повышенной надежности и работоспособности инженерных систем жизнедеятельности населенных пунктов. Анализ климатологических данных для проектирования систем теплоснабжения показывает, что в республике не только очень низкие расчетные температуры наружного воздуха для проектирования отопления, которые составляют от -42°С (Алдан) до -60°С (Оймякон), но и среднегодовые температуры (Приложение 2.1, таблица П. 2.1.1). Продолжительность отопительного периода в отдельных местностях достигает 365 суток, т.е. фактически является круглогодичным.

Сопоставление климатических характеристик, определяющих расчетные часовые и годовые расходы тепла на отопление в различных регионах России и Дальнего Востока, показывает, что даже Якутск, который является городом не с самыми низкими температурами в республике, относится к наиболее холодным городам Дальнего Востока.

(2) Характеристика жилищного фонда

Общая площадь жилищного фонда республики по данным на 1.01.2008 г. составляет 18794,9 тыс. м2. Причем 2680,6 тыс. м2 (14,2% от общей площади) признано ветхим и аварийным жильем. Процент ветхого и аварийного жилого фонда в других регионах Дальнего Востока несколько ниже, например, в Приморском крае - 2,6%, в Амурской области - 7,7%, в Магаданской области - 9,1%.

Обслуживаемый техническими видами жилищных услуг жилищный фонд составляет 10920 тыс. м2 (57%). Из них 10200 тыс. м2 (93,4%) находится в ведении администраций районов (городов), 567 тыс. м. (5,2%) - в ведомственном жилфонде, и только 81,8 тыс. м. (0,7%) приходится на частные (индивидуальные) дома.

Жилищный фонд республики, оборудованный водопроводом, составляет менее 52% от общей площади жилищного фонда, в то время как в 1990 г. он составлял не менее 68%. Площадь, оборудованная горячим водоснабжением, составляет 48,6% от общей площади жилищного фонда. Имеются улусы, в которых нет жилищного фонда, оборудованного горячим водоснабжением.

Площадь жилищного фонда, оборудованная канализацией, составляет 51,4%, что ниже показателя 1990 г. на 12,4%. В некоторых улусах, таких как Анабарский, Оленекский, Эвено-Бытантайский, расположенных за Полярным кругом, и даже в таких крупных улусах, расположенных в средней и южной частях республики, как Сунтарский и Таттинский, нет никакой канализации, даже вывозной.

Предоставление жилищно-коммунальных услуг является в республике крайне неравномерным. Так, например, в Оленекском улусе предоставляются только отопление и горячее водоснабжение. В Анабарском, Горном, Кобяйском, Сунтарском и Таттинском улусах предоставляется крайне узкий набор жилищно-коммунальных услуг. Коллекторной канализации нет в 21 (из 36) крупной административно-территориальной единице (улусах и городах) республики.

Объем и уровень предоставляемых услуг в ведомственном и частном секторах жилфонда ниже, чем в жилфонде, находящемся в ведении администраций улусов или городов.

Сравнение средних показателей благоустройства жилищного фонда по регионам Дальневосточного округа и Российской Федерации в среднем показывает, что по охвату централизованным отоплением Республика Саха (Якутия) имеет самые низкие показатели, а по обеспечению горячим водоснабжением показатели ниже, чем в республике, только в Сахалинской области.

Основными причинами, сдерживающими строительство благоустроенного жилья в республике, являются ограниченные возможности строительных организаций, низкий уровень доходов большей части населения, постоянно возрастающая стоимость строительных материалов, конструкций и энергоресурсов. Наряду с этими причинами, проблемным для наращивания темпов жилищного строительства в республике является состояние и развитие коммунальной инфраструктуры.

(3) Производство и потребление тепловой энергии

Структура теплопотребления

Полезное теплопотребление республики в 2007 г. составило 12646 тыс. Гкал. По сравнению с 2006 г. оно увеличилось всего на 1,1%, а с 2005 г. - на 5,1% (таблица 3.2.1).

Таблица 3.2.1 - Баланс тепловой энергии республики, тыс. Гкал/год

Статья баланса	Год
	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007
Отпуск тепловой энергии	13954	13871	13979	14575	15128	14417	15001	15163
Потери в тепловых сетях	2040	2041	2261	2367	2468	2350	2482	2518
Полезное потребление, всего	11914	11830	11718	12208	12660	12067	12519	12645
в том числе:
население	4332	4329	5332	5318	5153	4988	4995	5396
коммунально-бытовые нужды	2303	2101	2409	3008	2845	2616	2667	2695
промышленность	5279	5400	3977	3882	4662	4463	4857	4554

Источник: Формы стат. отчетности 11-ТЭР, 6-ТП

Как следует из таблицы 3.2.1, в структуре потребления тепла в республике основная доля в общем теплопотреблении приходится на население (более 40%), промышленность (около 40%) и коммунально-бытовой сектор (немного более 20%).

Структура производства тепловой энергии

Теплоснабжение республики в настоящее время осуществляется от источников ОАО "Якутскэнерго": Якутской ТЭЦ, Якутской ГРЭС и Нерюнгринской ГРЭС, а также 1609 отопительных котельных (состояние 2007 г.), которые обеспечивают потребности жилищно-коммунального и промышленного секторов в тепловой энергии. Источники ОАО "Якутскэнерго" снабжают теплом крупные города и поселки. Теплоснабжение сельской местности и небольших городов осуществляется от котельных, принадлежащих ГУП "ЖКХ Республики Саха (Якутия)" и другим ведомствам. Теплоснабжение городов и поселков Западного энергорайона осущесвтляется# в основном от котельных, принадлежащих АК "АЛРОСА" (ЗАО).

Производство тепловой энергии в 2007 г. увеличилось на 1,1% по сравнению с предыдущим годом и на 8,5% по сравнению с 2001 г., в котором производство тепла было минимальным (таблица 3.2.2).

Структура производства тепловой энергии в республике в период 2000-2007 гг. практически не изменилась, основная доля в суммарном производстве тепла в республике приходится на котельные на органическом топливе - около 60%, доля электрокотельных на протяжении рассматриваемого периода остается почти неизменной - 7-8%, доля электростанций - около 30%.

Таблица 3.2.2 - Структура производства тепловой энергии, тыс. Гкал/год

Теплоисточник	Год
	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007
Отпуск тепловой энергии, всего в том числе:	13954	13871	13979	14575	15128	14417	15001	15163
ТЭС	4699	4677	4366	4433	4483	4448	4625	4434
котельные	8158	8143	8545	9122	9586	8996	9340	9628
электрокотельные	1097	1051	1067	1020	1059	973	1036	1102
прочие теплоисточники	0,1	0,2	-	-	-	-	-	-

Источник: Формы стат. отчетности 11-ТЭР, 6-ТП

(4) Источники тепловой энергии

Электростанции

Суммарная установленная тепловая электрическая мощность электростанций составляет 2457 Гкал/ч. Распределение энергоисточников по энергорайонам, сформированным в республике, и их установленная тепловая мощность приведены в таблице 3.2.3.

Таблица 3.2.3 - Установленная тепловая мощность электростанций, Гкал/ч. (состояние 2007 г.)

Энергорайон	Электростанция	Установленная тепловая мощность
Центральный	Якутская ГРЭС	572
	Якутская ТЭЦ	500
Южно-Якутский	Нерюнгринская ГРЭС	1220
	Чульманская ТЭЦ	165
Всего		2457

На электростанциях установлено 34 энергетических установки разных типов, 8 паровых и 12 водогрейных котлов. Уровень износа основного оборудования электростанций оценивается в 61%.

Динамика отпуска тепловой энергии электростанциями приведена в таблице 3.2.4.

Котельные

В тепловое хозяйство республики, кроме электростанций, входят локальные котельные мощностью от 0,1 Гкал/ч. до 60 Гкал/ч., которые составляют основу теплоснабжения республики.

Таблица 3.2.4 - Отпуск тепловой энергии электростанциями, тыс. Гкал/год

Теплоисточник	Год
	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007
Отпуск тепловой энергии, всего	4882,0	4813,5	4599,9	4676,6	4815,2	4706,5	5304,1	5208,9
из них произведено:
- электростанциями	4698,5	4676,6	4365,9	4432,7	4483,0	4448,2	4624,8	4433,5
- котельными	183,5	136,9	234,0	237,4	332,2	258,2	679,3	775,4
в т.ч.: ОАО "Якутскэнерго"	4882,0	4807,3	4593,2	4610,4	4807,4	4658,9	5295,7	4951,8
из них произведено:
- электростанциями	4698,5	4670,4	4359,2	4425,4	4476,6	4448,3	4624,8	4433,5
в т.ч.: Якутская ГРЭС	972,9	932,8	908,1	1085,6	1207,3	1192,7	1314,3	1257,3
Якутская ТЭЦ	1253,1	1253,7	1129,3	1012,0	1114,9	988,5	1048,3	1017,4
Нерюнгринская ГРЭС	2239,5	2249,5	2469,6	2426,8	2382,7	2392,8	2468,9	2316,5
Чульманская ТЭЦ	407,3	367,6	работает совместно с Нерюнгринской ГРЭС
- котельными	183,5	136,9	234,0	185,0	330,8	210,6	670,9	518,3
ОАО "Сахаэнерго"		6,2	6,7		7,8	8,8	8,3	6,4
из них произведено:
- электростанциями		6,2	6,7		6,4
- котельными					1,4	8,8	8,3	6,4

Источник: Формы стат. отчетности 6-ТП

По данным Федеральной службы государственной статистики в 2007 г. в республике действовало 1609 котельных суммарной установленной мощностью 6430 Гкал/ч. Большинство котельных имеют относительно небольшую установленную мощность:

- 1183 котельных (73,5%) - до 3 Гкал/ч.;

- 385 котельных (23,9%) - от 3 до 20 Гкал/ч.;

- 41 котельных (2,6%) - от 20 до 100 Гкал/ч.

Более половины котельных (930 шт.), из которых 800 источников имеют мощность до 3 Гкал/ч., расположены в сельской местности.

В республике к концу 2007 г. введено 32 новых источника тепла, из которых 17 имеют мощность до 3 Гкал/ч., а ликвидировано - 62, в том числе 39 котельных мощностью до 3 Гкал/ч.

Данные о количестве и мощности котельных в республике в период 2000-2007 гг. приведены в таблице 3.2.5.

Таблица 3.2.5 - Количество и мощность котельных

Показатель	Год
	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007
Число отопительных котельных, всего, шт.	1865	1865	1998	1930	1789	1752	1670	1609
Суммарная мощность источников теплоснабжения, Гкал/час:	6204,2	6204,2	6061,0	5854,6	6386,0	6505,7	6340,1	6430,4
до 3	1445,8	1445,8	1296,0	1232,0	1314,4	1242,6	1068,4	1149,6
от 3 до 20	2131,0	2131,0	2555,9	2453,8	2511,9	2612,0	2618,1	2626,7
от 20 до 100	2627,4	2627,4	2209,1	2168,8	2559,7	2651,1	2653,6	2654,1

Источник: Формы стат. отчетности 1-ТЕП

Наиболее крупными поставщиками жилищно-коммунальных услуг в республике являются:

- ГУП ЖКХ Республики Саха (Якутия), созданный в 2003 г., которому принадлежит 50,6% объема оказываемых услуг в 31 улусе;

- ОАО "Якутскэнерго" - 17,5%;

- предприятия различных форм собственности - 31,9%.

Четыре больших города - Якутск, Мирный, Ленск и Нерюнгри имеют свои организации ЖКХ, независимые от ГУП ЖКХ.

В отопительном сезоне 2007-2008 гг. на обслуживании ГУП ЖКХ находилось 1130 котельных, в том числе по видам сжигаемого топлива:

- на угле - 689 котельных;

- на природном газе - 164 котельных;

- на нефти - 148 котельных;

- на газоконденсатном топливе (ГКТ) - 82 котельных;

- на дровах - 44 котельных.

Суммарная установленная мощность котельных составляет 2813 Гкал/ч., средняя мощность которых не превышает 2,5 Гкал/ч.

Средний физический износ котельных составляет 68%. Данные о количестве, мощности и производстве тепла котельными ГУП ЖКХ в разрезе административных районов (улусов) республики приведена в таблицах П. 2.1.2. П. 2.1.3 Приложения 2.1.

(5) Тепловые сети

Протяженность тепловых сетей в республике в двухтрубном исчислении составляет 4,1 тыс. км. (состояние 2007 т.), из которых чуть более 67% являются муниципальными.

Данные о протяженности тепловых сетей и характеристики их состояния приведены в таблице 3.2.6.

Таблица 3.2.6 - Динамика протяженности и износа тепловых сетей

Показатель	Размерность	Год
		2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007
Протяженность тепловых сетей, всего	км.	3657,6	3657,6	4115,1	4040,2	4188,6	4081,3	4011,2	4109,1
в том числе:
диаметром до 200 мм	км.	2942,2	2942,2	3393,6	3384,0	3230,4	3354,2	3346,0	3256,6
диаметром от 200 до 400 мм	км.	452,2	452,2	540,0	474,2	532,6	552,0	491,9	528,6
диаметром от 400 до 600 мм	км.	131,7	131,7	136,6	131,1	123,7	129,4	131,3	286,9
Из них ветхие тепловые сети	км.	992,9	992,9	1019,1	897,0	884,6	808,4	933,6	1435,5
	%	27,1	27,1	24,8	22,0	21,1	19,8	23,3	34,9

Источник: Формы стат. отчетности 1-ТЕП

Практически во всех улусах и городах республики отмечается высокий уровень изношенности тепловых сетей, который не позволяет обеспечить нормальное функционирование систем теплоснабжения. Средний износ составляет 65,9%.

Характеристика муниципальных тепловых сетей в улусах республики приведена в Приложении 2.1, таблица П. 2.1.4.

(6) Основные проблемы отрасли

Технические проблемы

1. Накопившиеся технические проблемы в значительной степени связаны с тем, что развитие теплоснабжения в стране и в республике, в частности, многие годы было ориентировано на упрощенные и наиболее дешевые решения: элеваторное присоединение отопительной нагрузки, открытый водозабор, тупиковые схемы тепловых сетей, ненадежные теплопроводы и арматура, неавтоматизированные котельные. Местное автоматическое регулирование в установках потребителей и измерение потребляемого в них тепла не осуществляется.

2. В условиях прекращения государственного финансирования теплоснабжения, слабости местных бюджетов и социально направленной тарифной политики возможность своевременной замены изношенного оборудования источников тепловой энергии и тепловых сетей еще более снизилась. Все это в сочетании с неудовлетворительным качеством строительно-монтажных работ, несвоевременным проведением ремонтов и реконструкции систем предопределило комплекс проблем, связанных с низкой надежностью теплоснабжения, большими потерями тепла и неудовлетворительным уровнем комфорта в зданиях.

3. Проблема усугубляется большим размером задолженности в ЖКХ. Так, по сравнению с 2006 г. растет задолженность населения по оплате коммунальных услуг. Если на 1 января 2007 г. она составляла 1 млрд. 125 млн. рублей, то на начало 2008 г. ожидаемый объем задолженности составит 1 млрд. 383 млн. рублей, в том числе по г. Якутску - 584 млн. рублей.

4. Ограниченность инвестиционных ресурсов привела к тому, что реализация проектов модернизации систем теплоснабжения и выполнение планово-предупредительных ремонтов сетей и технологического оборудования практически полностью уступили место аварийно-восстановительным работам.

Организационная структура управления теплоснабжением

Анализ состояния дел в сфере теплоснабжения республики показывает, что накопившиеся здесь проблемы технического плана во многом обусловлены организационными и экономическими проблемами, связанными с нерешенностью вопросов управления теплоснабжением в современных экономических условиях.

1. Система управления теплоснабжением не отвечает новым экономическим условиям и не обеспечивает эффективного развития теплоснабжения. Действующие ранее и существующие в настоящее время принципы управления тепловым хозяйством не сформировали механизмы, которые стимулировали бы повышение эффективности производства, транспорта и распределения тепловой энергии.

2. Отсутствие на федеральном и местном уровне нормативной базы, регулирующей процессы реформирования и поддержания работоспособности энергетики изолированных энергосистем и энергосистем с коммунальной направленностью, не позволяют сделать их самодостаточными.

3. Ситуация в населенных пунктах по-прежнему характеризуется "слабыми" в правовом и экономическом отношениях договорами между производителями и потребителями тепла, неравноправным положением потребителей, незаинтересованностью сторон в энергосбережении.

3.3 Угольная промышленность

(1) Ресурсы и запасы угля

Республика Саха (Якутия) располагает 14,3 млрд. т. запасов угля (по категориям А + В + С1 + С2), что составляет 48,3% всех запасов Дальневосточного Федерального округа (таблица 3.3.1).

Таблица 3.3.1 - Запасы угля, млрд. т (состояние 2007 г.)

Регион, субъект РФ	Категория запасов
	A + B + C1	C2	A + B + C1 + C2
ДФО, всего	20,3	96,3	116,6
в том числе Республика Саха (Якутия)	9,8	4,6	14,4
% от запасов по ДФО	48,3	4,8	12,4

Источник: Государственный баланс запасов полезных ископаемых Российской Федерации (на 1 января 2007 года), выпуск 91, Уголь, том I, Сводные данные. - М.: Федеральное агентство по недропользованию, 2007. - 292 с.

Более половины запасов угля представлено каменными углями (54,5% от суммарных запасов). Значительная часть запасов каменного угля (77,5%) является коксующимися, 99,9% которых составляют угли особо ценных марок (таблица 3.3.2).

Бурые угли представлены марками 2Б и 3Б. Каменные угли имеют все марки: Д, ДГ, Г, ГЖ, Ж, К, ОС, СС, Т.

По состоянию на 01.01.2007 г. на территории республики учтено 48 месторождений угля. На ее территории расположены Ленский, Южно-Якутский и Зырянский бассейны, восточная часть Тунгусского бассейна, а также отдельные разрозненные месторождения в северной и северо-восточной части республики (таблица 3.3.3, рисунок 3.3.1, Приложение 3.1).

Таблица 3.3.2 - Запасы угля по видам и способам обработки, млн. т

Показатель, уголь	Категория запасов
	A + B + C1	C2	A + B + C1 + C2
Запасы, всего	9785,1	4626,5	14411,6
в том числе:			0
бурый	4453,6	1551,6	6005,2
каменный, всего	5331,5	3074,9	8406,4
из него коксующийся	4130,6	2614,2	6744,8
из него особо ценные марки	4106,6	2607,6	6714,2
в том числе для открытых работ	6513,8	2064,7	8578,5
бурый	4431,0	1550,0	5981
каменный	2082,8	514,7	2597,5
из него коксующийся	1486,7	336,1	1822,8
из него особо ценные марки	1485,9	335,7	1821,6
Разрабатываемые и подготовленные к	4580,5	1691,1	6271,6
освоению
Действующие разрезы	590,9	875,0	1465,8
из них коксующийся	221,2	4,0	225,2
Действующие шахты	49,5	-	49,5

Источники: Государственный баланс запасов полезных ископаемых Российской Федерации (на 1 января 2007 года), выпуск 91, Уголь, том VIII, Дальневосточный федеральный округ, Республика Саха (Якутия), М. 2007.

Таблица 3.3.3 - Распределение запасов углей по бассейнам, млн. т (2007 г.)

Бассейн, месторождение	Категория запасов
	A + B + C1	C2	A + B + C1 + C2
Запасы, всего, в том числе:	9785,1	4626,5	14411,6
Южно-Якутский бассейн	4569,1	2764,5	7333,6
Ленский бассейн	5003,6	1825,5	6829,1
Зырянский бассейн	178,9	30,3	209,2
Тунгусский бассейн (месторождение	0,9	-	0,9
Черное)

Источник: Государственный баланс запасов полезных ископаемых Российской Федерации (на 1 января 2007 года), выпуск 91, Уголь, том VIII, Дальневосточный федеральный округ. - М.: Федеральное агентство по недропользованию, 2007. - 330 с.

Из всех запасов угля к открытой отработке пригодны 8578,5 млн. т. (59,5% всех запасов): по бурым углям к открытой отработке пригодны 5981,8 млн. т. (99,6% всех бурых углей), а по каменным углям - 2585,7 млн. т. (30,8% всех каменных углей).

(2) Добыча и переработка угля

Действующий фонд угледобывающих предприятий республики включает 11 разрезов и 2 шахты (состояние на 01.01.2008 г.). Общая производственная мощность угледобывающих предприятий составляет 12,5 млн. т. Высококачественный энергетический и коксующийся уголь добывается, в основном, открытым способом. Добыча угля в республике выросла с 10,1 млн. т. в 2000 г. до 12,6 млн. т. в 2008 г, или на 2,5 млн. т. (таблица 3.3.4).

"Карта основных месторождений угля и угледобывающих предприятий Республики Саха (Якутия)" (рис. 3.3.1)

Угледобывающие предприятия республики по критериям транспортной доступности и основным рынкам сбыта условно можно разделить на две группы: северную и южную.

К северной группе относятся: ОАО "Шахта Джебарики-Хая", ЗАО "Зырянский угольный разрез", ОАО "Кировский угольный разрез", ОАО "Телен", ОАО Разрез "Кангаласский", ООО "Сунтарцеолит".

В южную группу входят: ОАО ХК "Якутуголь" (разрез Нерюнгринский), ООО СП "Эрэл" (разрезы Угольный и Инаглинский), ЗАО "Малые разрезы Нерюнгри", ОАО УК "Нерюнгриуголь", ООО "Долгучан", ООО "Олонгроуголь", ООО "Эрчим-Тхан", ООО ПФК "Север".

В административном разрезе основная добыча угля приходятся на южные угледобывающие предприятия, которые имеют выход на российский и зарубежный рынки.

Для группы южных предприятий характерно использование производственной мощности более чем на 100% (Приложение 3.2). Обеспеченность запасами для этой группы составляет 25 и менее лет.

Таблица 3.3.4 - Добыча угля, тыс. т./год

Район, угледобывающее предприятие	Год
	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
Добыча, всего, в том числе:	10071	9721	9878	10548	11065	11171	11373	12213	12643
Группа южных предприятий
Добыча всего, в том числе:
г. Нерюнгри	8746	8618	8815	9435	10040	10020	10322	11338	11781
ОАО ХК "Якутуголь" (разрез Нерюнгринский)	8160	8088	8109	8302	8726	8731	9299	9923	10593
ОАО "Угольная Компания "Нерюнгриуголь" (ОАО "Шахта Дежневская")						50	58	35	125
ООО МП "Север"					80	150	11	6	0
ООО СП "Эрэл" (УОР "Угольный" и "Инаглинский")	416	420	469	532	560	607	780	770	625
АОЗТ разрез "Олонгринский"	23	32	26	48	40	17			0
ООО "Эрчим-Тхан" (шахта Чульмаканская)		8	2		108	102	20	104	101
ЗАО "Малые разрезы Нерюнгри"		13	151	366	432	363	141	356	142
ООО "Олонгроуголь"								77	29
ООО "Долгучан"								67	166
Группа северных предприятий
Добыча всего, в том числе:
ОАО "Шахта Джебарики-Хая" (Томпонский улус)	601	471	502	612	456	600	605	400	423
ЗАО "Зырянский угольный разрез" (Верхнеколымский улус)	279	192	194	136	185	182	123	152	148
ОАО "Кировский угольный разрез" (Нюрбинский улус)	75	72	48	45	57	51	38	57	27
ОАО "Телен" (Таттинский улус)	71	86	94	96	96	100	74	78	80
ООО "Сунтарцеолит" (Сунтарский улус)	20	20	25	26	25	26	25	19	18
ОАО разрез "Кангаласский" (г. Якутск с прилежащей территорией)	258	239	196	187	206	192	186	169	166

Источники: Угольная отрасль топливно-энергетического комплекса России. Часть 1. Структура, горнотехнические, технологические и технико-экономические показатели. - М.: Росинформуголь, 2008, - 145 с.; материалы Министерства промышленности Республики Саха (Якутия)

Наибольшая обеспеченность запасами (более 450 лет) в группе северных угледобывающих предприятий на разрезе Кангаласский, при малой востребованности угля этого разреза.

Анализ технико-экономических показателей угледобывающих предприятий республики показывает, что, в основном, себестоимость добычи угля в республике выше среднеотраслевой, а соотношение цены и себестоимости говорит об убыточности отдельных предприятий (Приложение 3.2). Так производительность труда рабочего по добыче угля на Нерюнгринском разрезе почти на 90% превышает среднеотраслевой показатель. Производительность труда ниже среднеотраслевой и в группе северных угледобывающих предприятий.

Группа северных угледобывающих предприятий (Ленский и Зырянский бассейны) работает на внутренний рынок и их развитие ограничено инфраструктурными возможностями. Эти угледобывающие предприятия имеют лишь сезонный сбыт своей продукции: в летний период поставка угля осуществляется речным транспортом, в зимний период - автомобильным по зимним дорогам. Использование производственных мощностей в группе северных угледобывающих предприятий составляет от 40 до 83%. Дальнейшее развитие северных предприятий напрямую связано с развитием транспортной инфраструктуры на территории республики.

Переработка угля масштабно осуществляется в Южно-Якутском энергорайоне: в состав ОАО ХК "Якутуголь" входит филиал обогатительная фабрика (ОФ) Нерюнгринская, которая ориентирована на переработку рядовых коксующихся углей разреза Нерюнгринский марки К и энергетических углей марки СС. Производственная мощность ОФ составляет 9 млн. т. в год, оснащена высокопроизводительным импортным и отечественным оборудованием.

В 2007 г. на ОФ переработано 9 млн. т. угля, что составило 72% от суммарного объема добычи в республике (таблица 3.3.5).

Таблица 3.3.5 - Переработка углей на Нерюнгринской обогатительной фабрике, тыс. т./год

Показатель	Год
	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
Переработано, всего	4916,5	4822	6799	5213	5421	4996	8433	9000	10036
Выпуск концентрата	4623	4505	4447	4871	5087	4700	3707	4508	5378
в том числе для коксования	3055,6	3040	2990	3300,6	3522,8	3446,6	3660	4508	5378
Переработано, % от добычи угля в республике	48,8	49,7	68,8	49,8	49,1	44,0	73,1	72,2	79,4

Источник: Угольная отрасль топливно-энергетического комплекса России. Часть 1. Структура, горнотехнические, технологические и технико-экономические показатели. - М.: Росинформуголь, 2008, - 145 с.

(3) Поставки угля

Большая часть добываемого в республике угля - высококалорийные каменные угли с большей долей в них коксующихся. Часть добываемых в республике энергетических углей сжигается потребителями на месте добычи. Остальной уголь транспортируется потребителям внутри республики и отправляется за ее пределы. Основной вид транспорта внутри республики - речной, что обуславливает сезонность перевозок угля.

Более 50% от добываемого в республике угля поставляются на экспорт и в другие регионы России (таблица 3.3.6). В 2007 г. за пределы республики поставлено 9,9 млн. т. угля (81,06% от объемов добычи), в том числе 5,1 млн. т. угля - на экспорт. Основным потребителем якутских углей в России являются субъекты РФ ДФО, в другие федеральные округа поставляется, в основном, коксующийся уголь.

Основными поставщиками угля на экспорт и другие регионы России являются разрез Нерюнгринский и ООО СП "Эрэл". Разрез Нерюнгринский в 2007 г. поставил на экспорт 4,67 млн. т. и в регионы России 3,86 млн. т., ООО СП "Эрэл" - 0,48 млн. т. и 0,28 млн. т. соответственно.

Таблица 3.3.6 - Поставки якутских углей за пределы республики, млн. т./год

Показатель	Год
	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007
Поставки угля, всего	7,00	6,50	7,00	7,60	8,20	8,60	9,30	9,90
% от добычи	69,51	66,87	70,86	72,05	74,11	76,99	81,77	81,06
в том числе в регионы России	2,60	2,70	2,40	2,50	2,90	3,50	4,10	4,80
из них для коксования	0,17	0,11	0,12	0,19	0,68	0,79	1,35	1,88
в том числе:
Дальневосточный ФО	1,75	2,23	2,23	2,04	2,30	2,43	2,32	2,49
Сибирский ФО	0,02	0,01	0,07	0,08	0,13	0,13	0,34	0,44
из них для коксования							0,16	0,31
Уральский ФО	0,17	0,02			0,20	0,26	0,69	0,96
из них для коксования	0,07	0,00			0,10	0,06	0,09	0,06
Центральный ФО	0,01	0,09	0,12	0,20	0,49	0,55	0,51	0,57
из них для коксования	-	0,08	0,12	0,19	0,49	0,53	0,50	0,57
Прочие ФО	0,01	0,01	0,00	0,01	0,02	0,02	0,08	0,04
Экспорт угля, всего	4,40	3,80	4,60	5,10	5,30	5,10	5,20	5,10
из него коксующийся уголь	н.д.*	н.д.	н.д.	3,28	3,16	2,70	2,41	2,99

Источники: Формы Росстата 4-ТЭП; данные Федеральной службы Госстатистики по Республике Саха (Якутия); Статистические сборники "Росинформуголь".

Примечание: н.д.* - нет данных, (только в Японию более 2 млн. т.)

Угледобывающие предприятия республики полностью обеспечивают внутреннюю потребность в угле. По экономическим причинам в небольших количествах в республику завозятся черемховский и магаданский угли, доля которых в потреблении составляет менее 5% (Приложение 3.2).

(4) Основные проблемы отрасли

Основные проблемы развития отрасли:

1) Высока степень износа оборудования и слабая техническая оснащенность большинства угледобывающих предприятий (особенно в их северной группе);

2) Слабая развитость транспортной инфраструктуры для перевозки угля внутри республики, ограничения по пропускной способности дальневосточной железной дороги и перевалки угля в морских портах для увеличения поставки якутских углей на экспорт;

3) Относительно низкий уровень переработки и облагораживания угля, полное отсутствие мощностей по переработке угля на угледобывающих предприятиях северной их группы;

4) Существующие ограничения по использованию промпродукта, получаемого при обогащении коксующихся углей и др.

3.4 Нефтегазовый комплекс

(1) Ресурсы и запасы углеводородов

На территории республики сосредоточены значительные ресурсы нефти, природного газа и газового конденсата. По данным Государственного баланса на 01.01.2007 г. начальные суммарные ресурсы природного газа оцениваются в 10,2 трлн. м3.

По состоянию на 01.01.2009 г. запасы нефти категории A + B + C1 оцениваются в 234,5 млн. т., категории С2 - 165,9 млн. т. Наибольшие запасы нефти сосредоточены на Талаканском, Среднеботуобинском и Чаяндинском нефтегазоконденсатных месторождениях, расположенных в Ботуобинском геологическом районе (таблица 3.4.1).

Нефти республики отличаются высоким качеством, превосходящим по основным параметрам российский экспортный стандарт Urals. Более 70% запасов категории С1 имеют содержание серы менее 0,5%.

Таблица 3.4.1 - Балансовые извлекаемые запасы нефти (состояние на 01.01.2009 г.), млн. т./год

Месторождение	Категория запасов			Предприятия, имеющие лицензию на добычу и разведку
	A + B + C1	С2	A + B + C1 + С2
Разрабатываемые месторождения
Среднеботуобинское НГК (центральный блок)	73,7	31,1	104,8	- Северный блок - ОАО "Алроса-газ", - Центральный блок - ООО "Таас-Юрях Нефтегазодобыча"
Иреляхское НГК	9,6	0,3	9,9	ЗАО "Иреляхнефть"
Талаканское НГК (центральный блок)	98,8	12,98	111,78	ОАО "Сургутнефтегаз"
Подготовленные к промышленному освоению
Таас-Юряхское НГК	2,1	5,3	7,4
Чаяндинское НГК	42,5	7,5	50,0	ОАО "Газпром"
Законсервированные
Верхневилючанское НГ	1,5	32,3	33,8
Иктехское НГ	-	6,2	6,2
Маччобинское НГ	2,3	2,8	5,1	ОАО "Якутгазпром"
Мирнинское НГ	0,7	-	0,7	ОАО "Якутгазпром"
Разведываемые
Тымпучиканское ГН	0,4	16,5	16,9	ООО "Газпромнефть-Ангара"
Станахское НГ	0,06	5,8	5,86	ОАО "Сургутнефтегаз"
Алинское ГН	0,6	4,6	5,2	ОАО "Сургутнефтегаз"
Северо-Талаканское Н	1,4	33,5	34,9
Восточно-Алинское Н	0,84	7,1	7,94
Прочие (Курунгский участок, восточный блок Среднеботуобинского НГКМ, восточного блока талаканского НГКМ)	...	...	35,0	...
Всего по республике	234,5	165,98	435,78

Источник: По данным Государственного комитета Республики Саха (Якутия) по геологии и недропользовании. Г. Якутск, 2009 г.

По состоянию на 01.01.2009 г. запасы природного газа категории A + B + C1 оцениваются в 1344,3 млрд. м3, категории С2 - 1190,4 млрд. м3. Наибольшие запасы природного газа сосредоточены в Ботуобинском геологическом районе в нефтегазоконденсатных месторождениях (Чаяндинском и Среднеботуобинском) и в Вилюйском геологическом районе в газоконденсатных месторождениях (Среднетюнгском и Средневилюйском) (Приложение 4.1).

Наряду с разведанными запасами нефти и природного газа в пределах открытых и изученных месторождений в республике имеются надежные резервы для дальнейшего наращивания сырьевой базы.

В табл. 3.4.2.а приведен объем геологоразведочных работ на нефть и газ, и его поэтапное исполнение за 2006-2008 гг. и прогноз на 2009 г.

Таблица 3.4.2.а - Выполнение и финансирование основных показателей плана геологоразведочных работ на нефть и газ по Республике Саха (Якутия) за 2006-2008 гг. и прогноз на 2009 г.

N п/п	Вид работ	Единица измерения	2006	2007	2008	2009
			Факт			прогноз
1	Объем глубокого бурения, в т.ч.:	м.	16849,0	26736,0	32785,0	31700,0
	а) параметрического	м.	0	2065,0	0	2900,0
	б) поискового	м.	16657,0	24671,0	24274,0	1505,0
	в) разведочного	м.	192,0	3496,0	8511,0	13750,0
2	Сейсморазведка МОГТ (2Д), в т.ч. по источникам:	пог. км.	4197,4	4436,0	3862,0	4950,0
	а) федеральный бюджет	пог. км.	1910,0	2828,0	2862,0	1930,0
	б) собственные средства	пог. км.	2287,4	1608,0	1000,0	3020,0
	Сейсморазведка МОГТ (3Д)	кв. км.	219,3	264,29	222,0	387,7
	в) собственные средства	кв. км.	219,3	264,29	222,0	387,7
	Сейсморазведка СК-ВСП	скв.	6	7	2	1
	в) собственные средства	скв.	6	7	2	1
3	Всего профинансировано, в т.ч. по источникам:	млн. руб.	2164,9	3661,5	4201,8	5952,1
	а) федеральный бюджет	млн. руб.	410,3	563,4	668,3	817,5
	б) республиканский бюджет	млн. руб.	6,0	6,0	9,0	9,5
	в) собственные средства	млн. руб.	1748,6	3092,1	3524,5	5125,1

По материалам Государственного комитета РС (Я) по геологии и недропользованию

Отличительной особенностью геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ в период с 2006 по 2008 гг. является значительное (на 94,6%) увеличение объемов глубокого бурения. Наибольшее увеличение объемов глубокого бурения наблюдалось в разведочном этапе ГРР за счет средств недропользователей, что выражено в объемах проходки с 192,0 м. в 2006 г. и 8511,0 м. 2008.

Сейсморазведочные работы МОГТ (3Д) и СК-ВСП проводились исключительно за счет средств недропользователей.

Из средств федерального бюджета были выполнены сейсморазведочные работы МОГТ (2Д) в объеме 1910,0 пог. км. в 2006 г. и 2862,0 пог. км. в 2008 г.

Как видно из таблицы 3.4.2.а по всем основным видам ГРР (сейсморазведка, МОГТ-3Д, СК-ВСП и глубокое бурение) финансирование из республиканского бюджета не проводилось.

Прирост запасов нефти и природного газа по Республике Саха (Якутия) за счет проведенных геологоразведочных работ в период с 2006 по 2008 гг. приведен в таблице 3.4.2.б.

Таблица 3.4.2.б. - Прирост запасов нефти и природного газа по Республике Саха (Якутия) за 2006-2008 гг. и прогноз на 2009 г.

N п/п	Категория запасов	Единица измерения	2006	2007	2008	2009
			факт			прогноз
1	Прирост запасов категории C1
	а) нефти (извлек.)	млн. т.	0,2	2,2	1,1	1,5
	б) конденсата (извлек.)	млн. т.	0,13	0,0	0,0	0,0
	с) газа (СВ + ГШ)	млрд. м3	6,1	0,2	11,9	1,3
2	Прирост запасов категории С2
	а) нефти (извлек.)	млн. т.	3,0	40,6	0,1	8,8
	б) конденсата (извлек.)	млн. т.	3,1	0,0	0,0	0,0
	с) газа (СВ + ГШ)	млрд. м.	91,6	3,2	7,3	11,6

Наибольший прирост запасов как нефти, так и природного газа наблюдается по наращиванию запасов категории С2. Так, прирост запасов нефти (извл.) в 2007 г. составил 40,6 млн. т., а природного газа (СВ + ГШ) в 2006 г. 91,6 млрд. м3.

Незначительный прирост запасов по категории С1 в пределах 0,2 - 2,2 млн. т. нефти (извл.) и 0,2 - 11,9 млрд. м. природного газа свидетельствует о незначительных объемах глубокого бурения в разведочном этапе освоения месторождений.

Проведение дополнительных геологоразведочных работ позволит обеспечить прирост запасов категорий С1 + С2 к 2020 г. по природному газу до 3950 млрд. м. и по нефти - 695 млн. т. (таблица 3.4.2.в).

Таблица 3.4.2.в - Запасы и ресурсы углеводородов и ожидаемый прирост запасов

Запасы и ресурсы (состояние 01.01.2007 г.)				Ожидаемый прирост запасов к 2020 г.
Газ, млрд. м3		Нефть, млн. т.		Газ, млрд. м3		Нефть, млн. т.
C1	С2	C1	С2	C1	С2	C1	С2
1288,6	1196,4	247,4	187,9	2053,5	1896,5	323,0	327,0

(2) Добыча и транспорт нефти и природного газа

Нефть

На территории республики бурение эксплуатационных, поисковых скважин и добычу нефти осуществляют четыре компании:

- ОАО "Сургутнефтегаз" - Центральный блок Талаканского НГКМ, Алинское ГНМ, Верхнепеледуйское ГКМ, Северо-Талаканское НМ, Восточно-Алинское НМ, Хоронохский, Кедровый, Пеледуйский, Юряхский, Станахский и Бахчинский лицензионные участки.

- ООО "Таас-Юрях Нефтегазодобыча" - Центральный блок Среднеботуобинского НГКМ, Курунгский лицензионный участок.

- ЗАО "Иреляхнефть" - Иреляхское НГКМ, Мурбайский и Кэдэргинский лицензионные участки.

- ООО "Газпромнефть-Ангара" - Тымпучиканское ГНМ, Хотого-Мурбайское ГМ.

Добыча нефти ведется на четырех нефтегазоконденсатных месторождениях: Талаканское, Иреляхское, Среднеботуобинское, Алинское. В 2007 г. добыча нефти составила 297,6 тыс. т. Наибольший объем нефти добыт на Талаканском НГКМ - 223,5 тыс. т., или 75% от суммарной добычи нефти в республике.

В период с 2000 по 2007 гг. наибольший объем добычи нефти имел место в 2001 г. и составил 358,4 тыс. т. Общая динамика добычи нефти в рассматриваемый период характеризуется нестабильностью как в целом по республике, так и по месторождениям (таблица 3.4.3).

Таблица 3.4.3 - Динамика добычи нефти, тыс. т./год

Месторождение	Год
	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
Талаканское НГКМ	207,5	255,7	260,0	223,5	194,1	258,7	242,3	223,5	597,7
Иреляхское НГКМ	42,1	45,4	45,4	53,3	60,2	53,8	60,9	53,8	66,3
Среднеботуобинское НГКМ	95,2	57,3	35,4	10,6	17,2	21,8	20,3	20,3	10,7
Всего	344,8	358,4	340,8	287,4	271,5	334,3	323,5	297,6	674,6

До конца 2008 года, рынок сбыта нефти нефтедобывающих предприятий ограничивался потребностями жилищно-коммунального хозяйства в котельном топливе, емкость внутреннего рынка ограничена, потребители, нуждающиеся в нефти обеспечены в полном объеме. До 2008 года среднегодовая добыча нефти в республике не превышает 290-300 тыс. тонн. Объем добычи нефти на центральном блоке Талаканского НГКМ ограничивался транспортной схемой доставки нефти до потребителя и пропускной способностью временного нефтепровода ПМТП-150 "Талакан-Витим" (220 тыс. тонн в год за период навигации) (рисунок 3.4.1).

Начиная с октября 2008 г. с запуском в реверсном режиме участка "Усть-Кут - Талаканское НГКМ" I этапа "Тайшет-Сковородино" трубопроводной системы "Восточная Сибирь-Тихий океан" начата поставка нефти с центрального блока Талаканского НГКМ за пределы Республики Саха (Якутия). По итогам 2008 г. добыча нефти с центрального блока Талаканского НГКМ составила 598 тыс. тонн, что в 2,5 раза больше чем в 2007 г. По планам ОАО "Сургутнефтегаз" в 2009 г. объем добычи нефти с центрального блока Талаканского НГКМ составит 1900 тыс. тонн, что втрое превысит уровень добычи нефти в 2008 г.

"Существующее состояние нефтегазового комплекса Республики Саха (Якутия)" (рис. 3.4.1)

Переработка нефти в настоящее время в Республике Саха (Якутия) не осуществляется. Построенные ранее нефтеперерабатывающие мини-комплексы на Среднеботуобинском, Иреляхском и Талаканском месторождениях не дали положительных результатов. Работы приостановлены.

Природный газ

Добычу природного газа в республике осуществляют компании:

- ОАО "Якутгазпром" - Средневилюйское ГКМ и Мастахское ГКМ;

- ОАО "АЛРОСА-Газ" - Северный блок Среднеботуобинского НГКМ;

- ОАО "Сахатранснефтегаз" - локальный участок Среднетюнгского ГКМ;

- ООО "Ленск-Газ" - Отраднинское ГКМ.

Добыча природного газа ведется на трех месторождениях: Средневилюйское, Мастахское и северный блок Среднеботуобинского месторождения. В 2007 г. суммарный объем добычи газа составил 1,6 млрд. м3. Наибольший объем природного газа добывается на Средневилюйском газоконденсатном месторождении и в 2007 г. составил около 1,3 млрд. м. или порядка 80% от суммарной добычи республики.

В период с 2000 г. по 2008 г. наибольший объем добычи природного газа имел место в 2008 г. - 1775,9 млн. м3 (таблица 3.4.4).

Таблица 3.4.4 - Динамика добычи природного газа, млн. м./год

Месторождение	Год
	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
Средневилюйское ГКМ	1206,0	1284,0	1311,0	1251,0	1296,1	1237,4	1308,3	1276,6	1425,7
Мастахское ГКМ	162,1	89,0	59,1	109,0	105,9	110,8	104,3	131,4	117,7
Среднеботуобинское НГКМ	252,8	245,1	238,2	243,5	244,7	216,7	217,6	197,8	227,1
Среднетюнгское ГКМ (локальный участок)	-	-	-	-	-	-	-	-	5,4
Всего	1620,9	1618,1	1608,3	1603,5	1646,7	1564,9	1630,2	1605,8	1775,9

Особенностью газодобывающей и газотранспортной системы республики является ее локальный характер: она состоит из трех локальных блоков - Центральный, Западный, Среднетюнгский, которые работают технологически независимо друг от друга. В ближайшей перспективе предусматривается присоединение Среднетюнгского блока к Центральному путем строительства магистрального газопровода Среднетюнгское ГКМ - Далыр - Тамалакан.

От Центрального блока осуществляется газоснабжение Центрального энергорайона. ОАО "Якутгазпром" обеспечивает добычу природного газа на Средневилюйском и Мастахском газоконденсатных месторождениях (ГКМ) и поставку природного газа в магистральные газопроводы. Услуги по транспортировке по магистральным газопроводам, реализации газа до конечного потребителя, включая города Якутск, Покровск, Вилюйск и населенные пункты, расположенные вдоль трассы магистрального газопровода, осуществляет ОАО "Сахатранснефтегаз".

Поставка газа в Центральном энергорайоне Республики Саха (Якутия) производится по двухниточному газопроводу Средневилюйское газоконденсатное месторождение (Кысыл-Сыр) - Мастах - Берге - Якутск диаметром 530 мм. Общая протяженность газотранспортной системы (включая отводы) в однониточном исчислении составляет 1,9 тыс. км. Для увеличения пропускной способности системы и повышения надежности газоснабжения ведется строительство 3-й нитки газопровода Мастах - Берге - Якутск протяженностью 384 км., диаметром 720 мм и производительностью 4,4-5,0 млрд. м3/год.

Западный блок обеспечивает добычу и поставку природного газа с Северного блока Среднеботуобинского НГКМ в Западном энергорайоне. ОАО "АЛРОСА-Газ", реализует газ потребителям Мирнинского района, осуществляя транспортировку по магистральному газопроводу Таас-Юрях - Мирный - Чернышевский - Моркока - Айхал протяженностью 397 км., диаметром 530 мм и производительностью 1700-1900 млн. м3/год. Газоснабжение п. Светлый осуществляется по отводу от основного газопровода. Основными потребителями являются акционерные компании "АЛРОСА" и "Якутскэнерго".

Среднетюнгский блок с конца 2007 г. на локальном участке Среднетюнгского ГКМ осуществляет добычу и поставку газа в Вилюйском улусе. Добычу и поставку газа осуществляет ОАО "Сахатранснефтегаз". Подача газа осуществляется в с. с. Кюбэингде, Усун и Тербяс Вилюйского улуса.

(3) Переработка природного газа

В 1999 г. в г. Якутске ОАО "Газпром" ввел в эксплуатацию газоперерабатывающий завод в составе двух установок ГФУ (технологических линий) производительностью 1 млн. м3/сут. каждая. Проектная производительность составляет: по природному газу - 623,3 млн. м3/год (около 50% потока природного газа, поступающего в г. Якутск); по сжиженным углеводородным газам - 15,1 тыс. т./год; по производству бензина АП-76 - 1,5-3 тыс. т./год.

Переработка газового конденсата осуществляется на Средневилюйском и Мастахском ГКМ. Комплекс переработки газового конденсата не соответствует требованиям промышленной безопасности. Установки построены без надлежащих проектных решений, без проведения экспертизы промышленной безопасности. Доведение их технического состояния до норм практически невозможно. При дальнейшей эксплуатации комплекса не исключены аварийные ситуации, которые поставят под угрозу работу всего промысла и как следствие газоснабжение Центральной части республики. Кроме того, производительность существующих установок по сырью в 43 тыс. т. не соответствует объемам добычи газового конденсата и не имеет резерва по мощности на будущее. Приведение к нормам промышленной безопасности запланировано ОАО "Якутгазпром" на Средневилюйском ГКМ в соответствии с Инвестиционной программой Общества в течение 2009-2013 гг. в полном соответствии с предписаниями Управления Ростехнадзора по РС (Я)

Использование сжиженного газа на территории республики осуществляется за счет функционирования газонаполнительных станций (ГНС):

- ГНС ОАО "Ленагаз" в г. Нерюнгри.

- ГНС ООО "ТДВ-Газ" в г. Нерюнгри.

- ГНС по заправке бытовых баллонов СУГ на газоперерабатывающем заводе в г. Якутске ОАО "Сахатранснефтегаз".

- заправочная станция сжиженного газа ООО "Сунтарцеолит" в п. Сунтар.

Поставки сжиженного газа для заправочной станции ООО "Сунтарцеолит" осуществляются с установки регенерации метанола, расположенной п. Кысыл-Сыр и принадлежащей ОАО "Якутгазпром". Ежегодно для нужд Сунтарского района ООО "Сунтарцеолит" реализует порядка 30 т. сжиженного газа.

Производство сжиженного газа для ОАО "Сахатранснефтегаз" осуществляется на газоперерабатывающем заводе в г. Якутске (ежегодно около 7 тыс. т.). В качестве топлива для автотранспорта используется до 98% производимого сжиженного газа. В баллонах на коммунально-бытовые нужды реализуется 2% от производимого сжиженного газа.

Строительство ГНС ООО "ТДВ-Газ" в г. Нерюнгри завершено в 2006 г. Поставщиками сжиженного газа являются различные коммерческие организации, постоянный поставщик отсутствует. Объем реализации сжиженного газа потребителям Нерюнгринского района в 2007 г. составил 1,5 тыс. т., в том числе промышленным потребителям 420 т, в баллонах для бытовых нужд населения - 360 т, заправка автотранспорта - 720 т.

ГНС ОАО "Ленагаз" в г. Нерюнгри (Нерюнгринский газовый участок ОАО "Ленагаз") была построена в 1984 г. Поставщик сжиженного газа - Тобольский НХК.

(4) Газификация потребителей

В республике в настоящее время газифицировано 70 населенных пунктов. Государственной программой газификации до 2020 г. намечено газифицировать еще 110 населенных пунктов. Планируется строительство второй нитки подводного перехода газопровода в окрестностях г. Якутска.

Поставка природного газа потребителям республики составляет 1,6 млрд. м3/год, из него электростанции и котельные потребляют около 1,5 млрд. м3, население потребляется - 110 млн. м3. Основной объем природного газа используется потребителями г. Якутска - 76,7%. На долю потребителей Мирнинского улуса приходится 16%, Хангаласского - 4,7%, Намского - 0,7%, Вилюйского - 1,7%, Кобяйского - 0,2%.

(5) Основные проблемы нефтегазового комплекса

Основными проблемами нефтегазового комплекса республики, сдерживающими его развитие, являются:

1. Значительный износ основных производственных фондов в нефтяной и газовой промышленности

2. Недостаточный объем геологоразведочных работ, который:

- не позволит обеспечить прироста запасов нефти для ее добычи в объеме, необходимом для нормального функционирования трубопроводной системы ВСТО;

- будет сдерживать крупномасштабную добычу природного газа в рамках реализации Восточной газовой программы;

3. Отсутствие в республике нефтепереработки, что приводит к использованию сырой нефти в качестве печного топлива и формированию в республике высоких в стране отпускных цен на нефтепродукты;

4. Отсутствие в республике целостной газотранспортной системы - запасы природного газа республики сосредоточены в 30 месторождениях, удаленных друг от друга на сотни километров, что сказывается на надежном газоснабжении потребителей и др.

4 Социально-экономическая эффективность ТЭК

4.1 Эффективность использования топлива и энергии. Потенциал энергосбережения

(1) Проблемы и задачи энергосбережения

Высокая энергоемкость экономики республики обусловлена ее климатическими особенностями. Сложность жизнеобеспечения населения республики связана не только с продолжительной и морозной зимой, но и с большой территорией. Расстояния между населенными пунктами в отдельных улусах порой составляют 600-700 км. Слаборазвитая транспортная инфраструктура, сезонность завоза основных грузов, нефтепродуктов накладывают дополнительные расходы и трудности в энергообеспечении республики.

Энергозатратность производств в большей степени определяется постоянно возрастающей долей устаревших производственных фондов, изношенностью оборудования, нехваткой квалифицированных кадров в области энергосбережения. Не проводится обучение и пропаганда эффективных методов экономии энергоресурсов среди населения. Оснащенность объектов бюджетной сферы средствами учета тепловой энергии составляет всего 2,8%, что, естественно, сказывается, в первую очередь, на республиканском бюджете.

Затраты Республики Саха (Якутия) на удовлетворение своих потребностей в топливе и энергии очень велики. Республика расходует около трети бюджета на цели энергообеспечения, в связи с чем одной из главных задач энергосбережения является снижение затрат бюджетных средств на оплату энергоресурсов и дотационные выплаты из бюджета.

Для решения проблем энергосбережения Правительством Республики Саха (Якутия) принят ряд официальных документов.

В 1999 г. постановлением Палаты Представителей Государственного Собрания (Ил Тумэн) Республики Саха (Якутия) принят закон "Об энергосбережении и эффективном использовании энергии". Настоящий закон регулирует отношения, возникающие в процессе деятельности в области энергосбережения, в процессе создания экономических и организационных условий для эффективного использования энергетических ресурсов.

В соответствии с распоряжением Правительства республики была разработана Республиканская целевая программа "Энергосбережение Республики Саха (Якутия) на 2001-2005 годы".

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Вместо "распоряжением" имеется в виду "постановлением"

Основным направлением реализации республиканской Программы энергосбережения являлось обеспечение социально-экономического развития районов в период до 2005 г. за счет ускоренного перевода экономики республики на путь энергосбережения.

В октябре 2004 г. Правительством республики была утверждена Республиканская целевая программа "Энергосбережение в Республики Саха (Якутия) на 2004-2006 гг. и на перспективу до 2010 года", ее государственным заказчиком и координатором назначено Министерство экономического развития Республики Саха (Якутия). Программа явилась пилотной на территории Дальневосточного федерального округа.

Основная цель программы - обеспечение перехода экономики республики на энергосберегающий путь развития для снижения бюджетных расходов и улучшения социально-бытовых условий населения - соответствует федеральным задачам повышения энергетической безопасности, обеспечения макроэкономической стабильности и сбалансированности развития. Программа включает в себя пять подпрограмм: энергосбережение в ЖКХ, электроэнергетике, строительном и промышленном комплексах, в бюджетной сфере и жилом фонде.

В республике по Распоряжению Правительства от 18 августа 2003 г. создан ОАО "Центр энергоресурсосбережения и новых технологий Республики Саха (Якутия)".

Энергосбережение Республики Саха (Якутия), также как и в Российской Федерации, пока не получило комплексного развития. Поэтому на первоначальном этапе Центр энергоресурсосбережения считает важнейшей необходимостью разработку Положений экономического стимулирования среди потребителей и производителей энергоресурсов.

Государственными органами управления Республики Саха (Якутия) в области энергосбережения являются:

- Правительство Республики Саха (Якутия);

- уполномоченный республиканский государственный орган исполнительной власти (Министерство жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия));

- Государственный комитет ценовой политики (Республиканский энергетический комитет (ГКЦП-РЭК));

- территориальные органы государственного надзора (ФГУ "Якутгосэнергонадзор", Госнефтеинспекция, Госгортехнадзор).

(2) Оценка потенциала энергосбережения

Повышение эффективности использования топлива и энергии - один из главных приоритетов стратегии развития экономики и энергетики республики.

Анализ потребления энергетических ресурсов показывает, что в настоящее время имеются резервы энергосбережения в различных видах экономической деятельности.

Потенциал сбережения электроэнергии

В структуре потребления электрической энергии основная доля - 40% - расходуется на добычу полезных ископаемых. Достаточно велики потери при транспорте электроэнергии в сетях общего пользования, доля которых составляет более 13%.

Существенна доля расхода электроэнергии населением и при производстве и распределении электроэнергии, газа и воды, соответственно 11% и 15%.

Анализ удельных показателей расхода электроэнергии при добыче полезных ископаемых (рисунок 4.1.1) показывает, что в республике, как при добыче угля, так и при добыче нефти средние значения ниже аналогичных показателей по Дальневосточному федеральному округу и Российской Федерации. Следовательно, в настоящее время какой-либо существенный потенциал электросбережения в данном секторе экономики не наблюдается.

"Удельные показатели расхода электроэнергии при добыче полезных ископаемых, кВт*ч./т" (рис. 4.1.1)

Динамика потерь электроэнергии в сетях общего пользования за последние годы характеризует их некоторую неравномерность, в тоже время наблюдается общая тенденция их роста. Сравнительные данные (рисунок 4.1.2) показывают, что хотя значения потерь в республике не самые худшие, однако их снижение до нормативных величин (порядка 10%) создает предпосылки экономии электроэнергии.

"Потери электроэнергии в сетях общего пользования, %" (рис. 4.1.2)

Величина удельного электропотребления на освещение и бытовые нужды на человека в год по статистическим данным в республике ниже аналогичных показателей в близлежащих регионах (рисунок 4.1.3). Это может свидетельствовать о недостаточно высокой электровооруженности быта населения, и в связи с этим в ближайшем будущем возможен рост удельного потребления электроэнергии в этом секторе.

"Годовой расход электроэнергии на душу населения, кВт*ч./чел." (рис. 4.1.3)

Вместе с тем, за счет использования современных технологий в сфере потребления электроэнергии на освещение можно снизить расход электроэнергии. Так, применение современных энергосберегающих ламп европейских и отечественных производителей вместо ламп накаливания позволит снизить электропотребление на цели освещения в среднем в 5 раз. По имеющимся оценкам на цели освещения расходуется около 20% электроэнергии, потребляемой населением. Таким образом, расход электроэнергии на цели освещения населением в 2007 г. в республике оценивается в 150 млн. кВт*ч./год. При полной замене ламп накаливания на энергосберегающие лампы суммарная величина сберегаемой электроэнергии может составить порядка 120 млн. кВт*ч./год. Учитывая, что 100% замена ламп практически не реализуема, даже при 10% замене потенциал электросбережения оценивается в объеме 10-12 млн. кВт*ч./год.

В секторе производства и распределения электроэнергии, газа и воды наибольшее превышение удельных показателей над средними значениями наблюдаются при подъеме и подаче воды (исключая коммунально-бытовые нужды) и очистке воды. Сравнительные показатели приведены на рисунке 4.1.4.

Снижение удельного расхода электроэнергии на подъем и подачу воды, а также на очистку сточных вод до средних по ДФО составит существенный потенциал электросбережения - более 50% от суммарного потребления.

"Удельные расходы электроэнергии при производстве и распределении электроэнергии, газа и воды, кВт*ч./тыс. м." (рис. 4.1.4)

Суммарный потенциал электросбережения в рассмотренных направлениях использования оценивается в 217-256 млн. кВт. ч./год (таблица 4.1.1).

Таблица 4.1.1 - Потенциал сбережения электроэнергии

Сфера деятельности	Удельный показатель использования электроэнергии		Объем продукции	Экономия, млн. кВт*ч.
	кВт*ч. на ед. продукции	возможное уменьшение
Потери в сетях общего пользования	13,2%	2,5-3%	6693 млн. кВт*ч.	167-200
Освещение (10% применение энергосберегающих ламп)				10-12
Подъем и подача воды	1334 на тыс. м3	450-480 на тыс. м3	45026 тыс. м3	20-22
Очистка сточных вод	1221 на тыс. м3	550-590 на тыс. м3	37956 тыс. м3	20-22
Всего экономия электроэнергии				217-256

Потенциал сбережения тепловой энергии

Всего потребление тепловой энергии в Республике Саха (Якутия) в 2007 г. составило 15,2 млн. Гкал. Из них более 50% приходится на сферу теплоснабжения (население и коммунально-бытовое потребление). Потери в тепловых сетях составляют 16,6%. Промышленность и прочие составляют 30% от суммарного отпуска.

Низкий технический уровень многих объектов и звеньев теплоснабжающих систем республики - тепловых сетей, абонентских установок, отсутствие в них необходимых систем автоматического регулирования и измерений, неудовлетворительные теплотехнические характеристики зданий приводят к большим сверхнормативным потерям тепла.

Эти потери создают потенциал энергосбережения, реализация которого может существенно повысить эффективность транспорта и использования тепловой энергии, снизить ее потребление.

Общий потенциал экономии тепловой энергии в теплоснабжении республики (сверхнормативные потери тепла) составляет 2450-2910 тыс. Гкал/год, или 16-19% от годового отпуска тепла (таблица 4.1.2, рисунок 4.1.5).

Таблица 4.1.2 - Потенциал сбережения тепловой энергии в сфере теплоснабжения

Объект	Тепловая энергия
	тыс. Гкал/год	%
Здания, всего	1540-1700	19-2.1
Тепловые сети	910-1210.2	6-8.3
Всего	2450-2910	16-19.3

Примечание: 1 - для зданий - от фактического потребления тепловой энергии населением и на коммунально-бытовые нужды; 2 - сверхнормативные потери; 3 - от суммарного отпуска.

"Сверхнормативные потери тепла в сфере теплоснабжения" (рис. 4.1.5)

В структуре всего потенциала экономии тепловой энергии в сфере теплоснабжения на долю зданий приходится 70%, на долю тепловых сетей 30%.

Снижение потерь в тепловых сетях до нормативных (8-10%) позволит экономить 910-1210 тыс. Гкал тепловой энергии ежегодно.

Потенциал сбережения тепловой энергии в промышленной сфере по данным статистической отчетности имеется при производстве кислорода и мяса (включая субпродукты 1 категории). Сравнительные удельные показатели по этим производствам приведены на рисунках 4.1.6, 4.1.7.

"Удельный расход тепловой энергии на производство кислорода, Мкал/1000 м3" (рис. 4.1.6)

"Удельный расход тепловой энергии на производство мяса (включая субпродукты 1 категории), Мкал/т" (рис. 4.1.7)

Анализ статистических данных показывает, что в республике значительно завышены показатели в этих производствах и снижение их величины даже в два раза позволит экономить тепловую энергию в данных отраслях, но учитывая небольшие объемы производства продукции, потенциал теплосбережения здесь не столь значителен

Кроме вышеперечисленных производств, высок удельный расход тепловой энергии на транспортировку газа, что объясняется необходимостью его подогрева в суровых климатических условиях республики.

Следует отметить, что в других теплоемких отраслях, таких как переработка нефти и обогащение угля, сушка пиломатериалов, производство хлеба и хлебобулочных изделий удельные показатели потребления тепловой энергии не превышают средние по региону.

Таким образом, основной потенциал сбережения тепловой энергии сосредоточен в сфере теплоснабжения.

Суммарный потенциал сбережения тепловой энергии оценивается около 2,5-2,9 млн. Гкал ежегодно (таблица 4.1.3).

Таблица 4.1.3 - Потенциал сбережения тепловой энергии

Сфера деятельности	Удельный показатель использования тепловой энергии		Объем продукции	Экономия, тыс. Гкал
	Мкал на ед. продукции	возможное уменьшение
Потери в тепловых сетях	16,6%	на 6-8%	15163 тыс. Гкал	910-1210
Потери в зданиях (при установке приборов регулирования снижение на 20%)				1540-1700
Производство кислорода	2294 на тыс. м3	1100-1150 на тыс. м3	235 тыс. м3	0,2-0,3
Производство мяса (включая субпродукты 1 категории)	12053 на т	5000-6000 на т	1161 т	5,8-7
Всего экономия тепловой энергии				2456-2917

Потенциал сбережения топлива

Основными потребителями топлива в республике являются энергетика и транспорт.

На электростанциях и котельных сжигается более 84% от общего потребления котельно-печного топлива - в основном уголь. На транспорте используются нефтепродукты.

По данным статотчетности средний удельный расход топлива на отпуск электрической и тепловой энергии на электростанциях, работающих на котельно-печном топливе в 2007 г. составил соответственно 363 г у.т./кВт*ч. и 160 кг. у.т./Гкал. Эти показатели находятся на уровне средних по ДФО (рисунок 4.1.8).

"Средние показатели удельных расходов топлива на электростанциях" (рис. 4.1.8)

Однако по отдельным электростанциям удельный расход топлива превышает средние показатели. Так на Якутской ГРЭС удельный расход топлива на отпуск электроэнергии составил 380 г у.т./кВт*ч., а на Якутской ТЭЦ - 491 г у.т./кВт*ч. Снижение удельных расходов на этих станциях даже до средних по республике значений позволит более эффективно использовать топливные ресурсы и экономить порядка 22-32 тыс. т. у.т. ежегодно.

Значительно ниже эффективность использования топлива на котельных, где средний удельный расход в 2007 г. составил 221 кг. у.т./Гкал. Перерасход топлива на выработку тепловой энергии достигает 385-480 тыс. т. у.т. ежегодно, что составляет 22-28% от объема топлива, расходуемого котельными республики на производство тепла, и создает существенный потенциал топливосбережения.

На дизельных электростанциях также имеется потенциал топливосбережения за счет снижения удельных расходов топлива (рисунок 4.1.9), так как средний показатель по республике выше нормативного и аналогичных показателей по ДФО и близлежащим субъектам РФ, кроме Забайкальского края.

ГАРАНТ:

Нумерация рисунков приводится в соответствии с источником

"Удельный расход топлива на дизельных электростанциях" (рис. 4.1.91)

Анализ показателей эффективности использования топлива в транспорте и отраслях промышленности показывает, что удельные показатели расхода топлива в республике не превышают средние значения по ДФО. Таким образом, потенциал топливосбережения Республики Саха (Якутия) сосредоточен на энергоисточниках и оценивается в 436-552 тыс. т.у.т. ежегодно (таблица 4.1.4).

Проведенный анализ современного состояния энергопотребления показывает, что в республике имеется большой потенциал энергосбережения. Только по наиболее энерго- и топливоемким видам деятельности энергосбережение оценивается в объемах:

в электропотреблении - 217-256 млн. кВт*ч.; в теплопотреблении - 2,5-2,9 млн. Гкал; в топливопотреблении - 436-552 тыс. т. у.т.

Суммарный потенциал оценивается в 0,8-1,0 млн. т. у.т. ежегодно.

Таблица 4.1.4 - Потенциал топливосбережения

Сфера деятельности	Удельный показатель использования топлива, кг. у.т. на единицу продукции		Объем продукции	Экономия, тыс. т. у.т.
	фактический расход	возможное уменьшение
Производство электроэнергии на Якутской ГРЭС	379,6 на тыс. кВт*ч.	14-20 на тыс. кВт*ч.	1373 млн. кВт*ч.	19-28
Производство электроэнергии на Якутской ТЭЦ	490,9 на тыс. кВт*ч.	125-130 на тыс. кВт*ч.	28 млн. кВт*ч.	3,5-3,6
Производство тепловой энергии на котельных	221 на Гкал	40-50 на Гкал	9628 тыс. Гкал	385-480
Производство электроэнергии на ДЭС	404 на тыс. кВт*ч.	50-70 на тыс. кВт*ч.	566,3 млн. кВт*ч.	28-40
Всего экономия топлива				436-552

4.2 Энергетическая безопасность: современное состояние и проблемы

К числу основных проблем (угроз) энергетической безопасности республики относятся следующие.

1. Низкая энергоэффективность экономики республики, ее значительная энергорасточительность. Формально ситуация в среднем благополучна: удельная энергоемкость ВРП Республики Саха (Якутия) составила в 2005 г. около 67 т. у.т./млн. руб., снизившись с 2000 г. на 34%. Для сравнения - тот же показатель в среднем по ДФО составлял 89 т. у.т./млн. руб. Однако следует учесть, во-первых, практическое отсутствие в республике высокоэнергоемких производств химической, металлургической, нефтеперерабатывающей, целлюлозно-бумажной промышленности; во-вторых, высокую стоимость продукции цветной металлургии (добывающей подотрасли) - золота, алмазов, олова, сурьмы, вносящей решающий вклад в ВРП республики. В то же время удельный расход топлива на ТЭС (работающих в значительной мере на газе) составил в 2007 г. около 363 г у.т./кВт. ч. и 160 кг. у.т./Гкал, на ДЭС в среднем 400 г/кВт. ч., в котельных в среднем 221 кг. у.т./Гкал, что значительно выше не только среднероссийских, но и среднедальневосточных показателей, которые в свою очередь, много хуже, чем в европейских странах, в Японии, Республике Корее, даже в Китае. Наиболее энергорасточительно (особенно теплорасточительно) жилищно-коммунальное хозяйство. Большие непроизводительные расходы электрической, тепловой энергии, котельно-печного и моторного топлива имеют место в угледобыче и углеобогащении, бурении скважин, пищевой и деревообрабатывающей промышленности, на автомобильном и водном транспорте, в сельском хозяйстве.

2. Недоинвестирование предприятий энергетики и энергосберегающих проектов во многих отраслях экономики. Примеры: задерживается освоение весьма эффективного Эльгинского месторождения коксующихся углей; с большим отставанием выполняется республиканская целевая программа "Перевод котельных Республики Саха (Якутия) на угольное топливо"; задерживается строительство остро необходимых республике газопроводов, в т.ч. III нитки газопровода Кысыл-Сыр - Якутск; низкими темпами ведется газификация Западного и Центрального экономических районов др.

3. Большой физический износ основных фондов (ОПФ) предприятий энергетики - электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей, угледобывающих предприятий, газопроводов. Так, средний износ активной части ОПФ угольной промышленности республики достиг 68%. Превышает 60% износ ОПФ электроэнергетических предприятий. Износ ОПФ газовой отрасли оценивается в 48%, активной части ОПФ нефтяной отрасли - в 75%.

4. Низкая экономическая доступность энергетических ресурсов приводит к высоким тарифам (отопление, горячее водоснабжение, электроэнергия) для населения и организаций.

5. Значительные потери электрической и тепловой энергии в сетях, чрезмерный расход электроэнергии на собственные нужды ТЭС, чрезмерные потери газа при его добыче и транспорте, а также его расход на собственные нужды газовой промышленности. Даже по официальной отчетности Росстата, потери электроэнергии в электрических сетях (фактически только в сетях общего пользования) республики в 2007 г. составили около 1,0 млрд. кВт. ч., что соответствует 13,2% отпущенной в сеть электроэнергии. Потери теплоэнергии только в магистральных тепловых сетях в 2007 г. составили 2,5 млн. Гкал, что соответствует 16,6% всего тепла, отпущенного суммарно ТЭЦ, котельными и электробойлерным (электрокотлами).

6. Существует две специфические угрозы энергетической безопасности в секторе электроснабжения. Первая: отсутствие электрических связей между тремя основными энергорайонами, изолированная работа двух из них (Центральный и Западный) и работа Южно-Якутского энергорайона параллельно с ОЭЭС Востока. Значительная же часть территории Республики Саха (Якутия) - Северный энергорайон - не охвачена электрическими сетями, и немногочисленные поселения здесь, как и производственные объекты, снабжаются от локальных малых энергоустановок, преимущественно ДЭС, низкоэкономичных и сжигающих дорогое привозное дизельное топливо. Вторая угроза: почти все генерирующие источники электро- и теплоснабжения Центрального энергорайона в целом и г. Якутска ориентированы на использование одного вида первичного энергоресурса - природного газа - с одного магистрального направления доставки, что недостаточно обеспечивает надежность и живучесть систем электро- и теплоснабжения. Снабжение электроэнергией 12 административных районов (улусов) с территорией около 500 тыс. км2, населением 450 тыс. чел. осуществляется от одной электростанции из 8-ми газотурбинных агрегатов импортного производства (Украина) в одном здании. Необходима определенная диверсификация топливоснабжения этого энергорайона и деконцентрация электрической мощности.

Границы состояний и фактическое значение основных индикаторов энергетической безопасности Республики Саха (Якутия) по состоянию 2008 г. приведены в таблице 4.2.1.

Таблица 4.2.1 - Границы состояний и фактическое значение основных индикаторов энергетической безопасности (состояние 2008 г.)

Индикатор	Значение	Пороговое значение
		пред кризис	кризис
В целом по республике
Физический износ основных фондов по отраслям, %		40	60
электроэнергетика, в целом	49
тепловые электростанции	58
электрические сети	55
Доля доминирующего ресурса в общем потреблении КИТ, %	54	90
Возможности удовлетворения потребностей в КПТ из собственных источников, %	100	<100	80
Уровень потенциальной обеспеченности спроса на ТЭР в условиях резкого похолодания (10% наброс потребления), %	>100	100	<100
По энергоузлам
Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке потребителей		1	0,8
Западный	2,1
Центральный	1,5
Южно-Якутский	2,7
Доля наиболее крупной электростанции в установленной мощности, %		30	40
Западный	69
Центральный	89
Южно-Якутский	88
Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за предшествующий 5-летний период к установленной мощности, %		2	1
Западный	3,6
Центральный	4,4
Южно-Якутский	0

4.3 Экологическая ситуация, влияние ТЭК на загрязнение окружающей среды

Основными показателями, которыми оценивается экологическое состояние природной среды, являются выброс загрязняющих веществ в атмосферу, сброс вредных примесей в водные объекты, а также образующиеся в процессе жизнедеятельности человека отходы производства и потребления.

Территория республики расположена в неблагоприятной климатической зоне со слабыми регенерационными способностями элементов природной среды: атмосферы, водных объектов и почв.

Для атмосферы характерна низкая рассеивающая способность, частая повторяемость приземных и приподнятых инверсий, застойных явлений и туманов, что способствует формированию высокого уровня загрязнения атмосферы даже при относительно небольших выбросах загрязняющих веществ.

В период с 2000 по 2007 гг. наблюдается рост выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на 20% (рисунок 4.3.1).

"Динамика выбросов загрязняющих веществ в атмосферу" (рис. 4.3.1)

В рассматриваемый период вклад автотранспорта в суммарный выброс снизился с 56% в 2000 г. до 40% в 2007 г., хотя количественные значения увеличились в 1,2 раза с 89 до 108 тыс. т./год.

По количеству поступающих в атмосферу выбросов от стационарных источников в 2000 г. на долю Республики Саха (Якутия) приходилось 15% от суммарных выбросов ДФО, в 2007 г. доля республики в выбросах возросла до 19%. При этом значительно снизилась степень улавливания загрязняющих веществ. Так, в 2003 г. этот показатель составлял 73,6%, а в 2007 г. - 65,4%2.

В зависимости от видов экономической деятельности в 2007 г. наибольшее количество выбросов поступило при производстве и распределении электроэнергии, газа и воды - 108,8 тыс. т. или 67% от суммарного выброса в атмосферу республики (таблица 4.3.1).

К основным источникам эмиссии загрязняющих веществ в атмосферу относятся предприятия энергетики, в частности мелкие котельные, выброс от которых поступает практически без очистки. Доля предприятий топливно-энергетического комплекса в суммарном выбросе в 2007 г. составила 78,5% (или 127,2 тыс. т.).

В целом экологическое состояние атмосферы республики носит локальный характер. Высокий уровень загрязнения воздуха наблюдается в наиболее крупных населенных пунктах, где размещены предприятия угольной, алмазодобывающей промышленности, а также крупные (ТЭЦ, ГРЭС) и мелкие энергообъекты. Кроме того, имеет место воздушный перенос загрязнений от Норильского металлургического комбината.

Таблица 4.3.1 - Структура выбросов и степень улавливания загрязняющих веществ от стационарных источников по видам экономической деятельности (состояние 2007 г.)

Вид деятельности	Выброс		Степень улавливания, %
	тыс. т.	% от суммарного выброса
Всего по видам деятельности, в том числе:	162,0	100	65,4
Добыча полезных ископаемых, из них:	34,2	21,0	39,6
добыча ТЭР (угля, нефти и газа)	18,4	11,4	53,4
Обрабатывающие производства	3,1	2,0	87,0
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды, из них:	108,8	61,0	70,8
производство, передача и распределение электроэнергии	25,7	15,9	90,9
производство, передача и распределение пара и горячей воды (тепловой энергии)	83,1	51,3	8,7
Транспорт и связь	3,0	2,0	9,9
Прочие*	12,9	8,0	-

Примечание - * к прочим видам деятельности отнесены: здравоохранение и предоставление социальных услуг, операции с недвижимым имуществом, аренда, предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг

Качество воздуха в населенных пунктах Республики Саха (Якутия) колеблется от повышенного до очень высокого. Очень высокий уровень загрязнения в 2007 г. наблюдался в городах Мирный и Нерюнгри. Такой уровень загрязнения атмосферы связан со значительными концентрациями формальдегида, бенз(а)пирена, диоксида азота и сероводорода.

Высоким уровнем загрязнения характеризуются: г. Якутск, где наблюдается превышение норм ПДК по содержанию в воздухе взвешенных веществ, бенз(а)пирена, формальдегида, фенола, и п. Мохсоголлох, в котором превышение норм ПДК по содержанию в воздухе взвешенных веществ формируют предприятия ОАО "Якутцемент".

Повышенный уровень загрязнения атмосферы наблюдался в поселках Усть-Нера и Серебряный бор.

Качество поверхностных вод характеризуется показателями сброса сточных вод в водные объекты. В период с 2000 г. по 2007 г. сброс стоков увеличился в 1,3 раза, в том числе загрязненных - в 1,2 раза (рисунок 4.3.2). Среди регионов Дальневосточного федерального округа доля Республики Саха (Якутия) в 2007 г. составила 10% от суммарного сброса сточных вод в поверхностные водоемы.

Воздействие электроэнергетики на водные объекты связано, прежде всего, с функционированием и строительством гидроэлектростанций.

"Динамика сброса сточных вод в водные объекты" (рис. 4.3.2)

Вилюйское водохранилище является водным объектом общего водопользования и обеспечивает многолетнее регулирование стока в створе ГЭС в интересах энергетики, водного транспорта в нижнем бьефе, рыбного и коммунального хозяйства. При создании водохранилища оказались затопленными лесные угодья, площадью 145,5 тыс. га, а также 2,3 тыс. га сельскохозяйственных угодий. Ложе водохранилища перед затоплением не очищалось от древесной растительности, в результате, чего происходит ее разложение и поступление в воду фенолов и органических веществ.

Одной из острых проблем республики является образование и накопление отходов производства и потребления. Среди субъектов РФ Дальневосточного федерального округа по количеству образованных в 2006 г. отходов Республика Саха (Якутия) составила 71%. За период с 2003 по 2006 гг. более чем в 2 раза увеличился объем ежегодно образующихся отходов и в 2006 г. составил 253 млн. т.

Количество накопленных отходов производства и потребления на конец 2006 г. составило 1,2 млрд. т, при этом степень утилизации и обезвреживания не превышает 13%3.

Крупными источниками образования отходов являются предприятия алмазодобывающей и угольной промышленности, их доля в суммарном количестве отходов составляет 60-65%. Основными видами отходов производства и потребления в республике являются хвосты обогащения и вскрышные породы (4 класс опасности), а также золошлаки (5 класс опасности).

Ежегодно увеличиваются площади нарушенных земель в Республике Саха (Якутия), на конец 2007 г. они составили 34,3 тыс. га. Наибольшее количество нарушенных земель приходится на предприятия цветной металлургии (включая алмазодобычу) - 20,9 тыс. га (60,9% от общей площади нарушенных земель), угольной промышленности - 5,5 тыс. га (16,0%), геологоразведку - 3,5 тыс. га (10,2%), строительство магистрального нефтепровода - 1,4 тыс. га (4,1%).

Рекультивация проводится в незначительных объемах и в 2007 г. составила 1,5 тыс. га.

Изложенное свидетельствует о том, что предприятия ТЭК вносят существенный вклад в формирование экологической обстановки республики:

- в выброс загрязняющих веществ в атмосферу до 75% от суммарных выбросов стационарных источников;

- в сбросах загрязненных стоков - в 30-35%;

- в образовании отходов производства и потребления - в 50-60%.

5 Предпосылки и приоритеты дальнейшего развития ТЭК

Целью развития ТЭК республики на долгосрочную перспективу является эффективное использование топливно-энергетического потенциала для устойчивого роста экономики и улучшения качества жизни населения. Реализация этой цели предусматривает решение следующих задач:

- обеспечение экономически и социально обоснованной потребности экономики республики в топливно-энергетических ресурсах и расширение их поставок на экспорт;

- повышение энергетической безопасности республики;

- обеспечение экологически безопасного функционирования ТЭК;

- интеграция ТЭК республики в энергетические рынки стран АТР с экспортом продукции с высокой добавленной стоимостью;

- создание устойчивой институциональной среды в отраслях ТЭК.

Решение этих задач, наряду с развитием традиционных отраслей ТЭК республики (угольная, нефте-, газодобывающая, электро-, теплоэнергетика), потребует создания нефтехимической и газохимической промышленности, развития транспортно-энергетической инфраструктуры (магистральные ЛЭП, газо- и нефтепроводные системы), повышения уровня использования возобновляемых энергоресурсов.

Приоритетами развития ТЭК Республики Саха (Якутия) являются следующие:

- Повышение эффективности использования энергии - один из главных приоритетов региональной энергетической стратегии. Анализ эффективности использования энергии в республике свидетельствует о том, что она ниже на 15-20% средней по России и существенно ниже, чем в развитых капиталистических странах. Если можно было бы реализовать имеющийся потенциал энергосбережения во всех сферах экономики (составляющий 17-20% от суммарного энергопотребления), то республика длительное время могла бы развиваться без прироста энергопотребления.

- Особую актуальность для республики имеет обеспечение потребности в собственных нефтепродуктах (с целью снижения высокой транспортной составляющей в их стоимости), для чего необходимо создание в республике нефтеперерабатывающей промышленности.

- С целью снижения экологической нагрузки на территорию республики и обеспечения надежного топливоснабжения потребителей необходимо существенное совершенствование сложившейся структуры баланса котельно-печного топлива за счет вовлечения в хозяйственный оборот высококачественных видов топлива. Газификация в этом плане является одним из основных приоритетов дальнейшего развития экономики республики.

- Острая государственная необходимость в новых источниках добычи нефти и газа, преимущественно угольный баланс котельно-печного топлива, наличие достаточного большого числа потенциальных (в промышленной и социально-бытовой сферах) потребителей газа, нефти и продуктов их переработки, острейшие экологические проблемы в ряде промышленных центров - делают скорейшее широкомасштабное освоение углеводородных ресурсов в Республике Саха (Якутия) одной из самых актуальных народнохозяйственных задач России.

- Организация производств по переработке углеводородного сырья позволит получать новые виды продукции с высокой добавленной стоимостью.

- Повышение экономичности и конкурентоспособности якутских углей на внутреннем и внешних рынках топлива. Это может быть обеспечено за счет комплексной переработки и использования углей - облагораживания и обогащения, глубокой переработки, организации производства гуминовых удобрений из бурого угля, строительных материалов из угольных отходов и др. Переработка местных углей имеет большое социальное значение, поскольку облагороженный уголь в первую очередь должен использоваться у бытовых потребителей.

- Важнейшими факторами стабилизации топливообеспечения потребителей должна стать ориентация на освоение и разработку месторождений регионального и местного значения. Это позволит повысить энергетическую независимость республики, возможности большей адаптации ТЭК к изменяющимся внешним условиям, что в совокупности с определенной долей привозных топлив обеспечит достаточно высокий уровень надежности топливоснабжения потребителей.

- Основными направлениями структурной перестройки электроэнергетики и теплового хозяйства должны стать:

- технологическое перевооружение тепловых электростанций и котельных за счет использования новых, более экологичных типов оборудования и обновление тепловых сетей.

- создание оборудования и строительство небольших ТЭЦ на ПГУ и ГТУ с электрической мощностью блоков 15-25 МВт и теплофикационной 20-30 Гкал/ч.

- рационализация структуры топливообеспечения тепловых электростанций и котельных путем увеличения доли природного газа, а также использования более качественных видов топлива - брикетного топлива, метанола и др.;

- завершение строительства строящихся и намечаемых к строительству ГЭС;

- обеспечение вводов мощностей, прежде всего, на строящихся конденсационных электростанциях, необходимых для электроснабжения дефицитных по электроэнергии районов;

- использование возобновляемых источников энергии в размерах, необходимых для надежного электроснабжения потребителей в природоохранных зонах, в северных отдаленных и изолированных районах.

- ликвидация отставания в развитии основных электрических сетей для обеспечения выдачи избытков мощности в дефицитные районы и за пределы республики.

- Остроту проблемы дефицитности топлива для электро- и теплоисточников могла бы снять атомная энергетика, при этом условия для ее развития могут возникнуть при относительно большом росте цен на уголь, однако решающее значение имеет обеспечение необходимого уровня безопасности ядерных установок. На перспективу для удаленных потребителей целесообразно рассматривать конверсионные средние и мелкие установки при приемлемых их технико-экономических показателях и уровнях безопасности.

- Комплексного рассмотрения требуют проблемы энергоснабжения децентрализованных потребителей. В связи с острой дефицитностью, трудностями доставки и высокой стоимостью топлива таким потребителям необходима ориентация на местные и возобновляемые энергоресурсы, с использованием энергоустановок малой и средней мощности.

- Существенным направлением развития ТЭК республики является увеличение экспортных поставок топливно-энергетических ресурсов, в первую очередь, угля, углеводородов и электроэнергии, в страны Северо-Восточной Азии (Япония, Корея, Китай). В дальнейшем, развитие глубокой переработки углеводородных ресурсов (нефте-, газопереработки, газохимии) в республике будет способствовать росту экспорта продукции с высокой добавленной стоимостью.

- Реализацию перечисленных основных программных положений структурной перестройки ТЭК республики должны обеспечивать соответствующие экономические, правовые и организационные механизмы управления. Наиболее важным и трудоемким для республики являются экономические механизмы управления, связанные с инвестиционной, ценовой, налоговой и кредитной политикой применительно к энергетике.

Раздел II. Сценарии развития экономики и энергопотребления Республики Саха (Якутия)

6 Межрегиональные и экспортные топливно-энергетические связи республики

6.1 Конъюнктура внутренних и внешних топливно-энергетических рынков

В настоящее время Россия имеет статус крупнейшего мирового экспортера ТЭР, объем реализации которых соизмерим с внутренним потреблением: в 2007 г. экспорт топливно-энергетических ресурсов составлял около 80% от их потребления в стране.

Большинство дальневосточных регионов, в том числе Республика Саха (Якутия), имеют возможности осуществлять поставки своих ТЭР на внутренний и внешний рынки.

Республика поставляет на внутренний (российский) и внешние (международные) топливно-энергетические рынки электроэнергию и уголь.

Связь республики с ОЭС Востока осуществляется из Южно-Якутского энергорайона по линии 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС-Тында. В 2002 г. величина перетока в ОЭС Востока составила около 1,5 млрд. кВт. ч., а в последующие годы постепенно снижалась до 0,9 млрд. кВт. ч. - в 2006 г. и до 0,8 млрд. кВт. ч. - в 2007 г. (таблица 6.1.1), что обусловлено уменьшением спроса на электроэнергию в ОЭС Востока.

Таблица 6.1.1 - Поставки электроэнергии и угля за пределы республики

Показатель	Год
	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007
Поставка электроэнергии, млн. кВт. ч.	1,0	1,4	1,5	1,5	1,5	1,2	0,9	0,8
Поставка угля, млн. т., всего	6,1	5,7	6,7	7,4	8,5	9,1	8,7	9,1
в том числе:
- в регионы России, всего	2,0	2,4	2,4	2,3	3,2	3,4	3,9	4,5
их них: - ДФО, всего	1,8	2,2	2,2	2,0	2,3	2,4	2,3	2,5
в том числе: - Приморский край	0,4	0,5	0,4	0,3	0,3	0,5	0,5	0,6
- Хабаровский край	0,6	1,0	1,2	1,3	1,5	1,4	1,3	1,4
- Амурская область	0,6	0,5	0,5	0,4	0,4	0,4	0,4	0,3
- прочие субъекты РФ в ДФО	0,2	0,2	0,2	од	од	од	0,2	0,2
- прочие ФО	0,2	од	0,2	0,3	0,8	0,9	1,6	2,0
- экспорт	4,4	3,8	4,6	5,1	5,3	5,1	5,2	5,1

Источник: Данные Федеральной службы госстатистики по Республике Саха (Якутия)

Объем поставок угля из республики в регионы России и на экспорт в 2007 г. составил 9,1 млн. т.

В перспективе внутренним рынком для якутских ТЭР являются прилегающие субъекты РФ на территории Восточной Сибири (Иркутская область, Республика Бурятия и Забайкальский край) и соседние субъекты РФ Дальнего Востока.

(1) Внутренний рынок

Энергетический рынок Восточной Сибири для якутских ТЭР ограничен, поскольку этот регион практически полностью обеспечен собственными энергоресурсами. Однако по технико-экономическим условиям возможны поставки якутского угля и электроэнергии в северные районы Иркутской области. В Республике Бурятия и Забайкальском крае есть потенциальный рынок сбыта якутского газа.

Республика Саха (Якутия) имеет большие возможности для поставки на энергетические рынки Дальнего Востока электроэнергии, угля, нефти и природного газа (таблицы 6.1.2-6.1.3).

Таблица 6.1.2 - Потенциально возможные поставки электроэнергии из республики на внутрироссийский рынок, млрд. кВт*ч./год

Показатель	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Поставки в ОЭС Востока	0,8	0,8-1,0	0,3-1,4	3,0-5,6	6,7-7,5	5,1-6,0

Источник: Оценки авторов

Таблица 6.1.3 - Потенциальная емкость рынков Дальнего Востока для якутских угля, природного газа, нефти

Год	Амурская область Хабаровский край		Приморский край
Уголь, млн. т.
2020	0,4-0,6	1,8-2,0	0,4-0,6
2030	0,4-0,6	2,2-2,4	0,4-0,6
Природный газ, млрд. м3
2020	0,8-1,2	3,0-3,2	1,8-2,0
2030	0,8-1,2	4,4-4,6	3,9-4,1
Нефть, млн. т.
2010	-	11-12	-
2020	1	11-12	20
2030	1	11-12	20

Источник: Оценки авторов

(2) Международные рынки

Наиболее вероятными импортерами дальневосточных и, в частности, якутских топливно-энергетических ресурсов являются страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) - Китай, Республика Корея, Япония. При благоприятной конъюнктуре на энергетических рынках возможности экспорта российских энергоресурсов в страны СВА будут зависеть от баланса между добычей (производством) энергоресурсов и их потребностью в России, от развития экспортной инфраструктуры, от ценовой конъюнктуры и других факторов.

Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР) является одним из крупнейших потребителей энергоресурсов в мире. На его долю приходится 32,5% мирового потребления первичных энергоресурсов, в том числе нефти - более 29%, природного газа - 13%, каменного угля - 56,3%. В то же время собственные запасы энергоресурсов в регионе, особенно, углеводородов недостаточны: запасы нефти оцениваются в 1,2%, а газа в 1,3% от мировых. В настоящее время на долю АТР приходится 37,5% мирового импорта нефти, 19,1% мирового импорта газа и 34,5% мирового импорта нефтепродуктов.

В рассматриваемой перспективе дефицит углеводородов в странах Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) будет нарастать. С одной стороны, самые большие в мире темпы роста экономики приводят к соответствующим темпам спроса на энергоресурсы, а с другой - сколько-нибудь значительного роста объемов добычи углеводородов в регионе ожидать не приходится, поэтому Россия может стать одним из крупнейших их экспортеров.

Рынок природного газа в настоящее время в Азиатско-Тихоокеанского регионе (АТР) представлен почти исключительно в виде сжиженного природного газа (СПГ). На долю региона приходится почти 65% мирового импорта СПГ (более 100 млрд. м3). Его основными потребителями являются Япония, Республика Корея и Китай.

Крупнейшим поставщиком СПГ в АТР на протяжении последних 10 лет остается Индонезия, которую в 2007 г. опередила Малайзия (таблица 6.1.4).

Таблица 6.1.4 - Рынок СПГ в 2007 г., млрд. м3

Страна-экспортер	Страна-импортер			Всего импорт в СВА
	Япония	Республика Корея	Китай
США	1,18			1,18
Тринидад и Тобаго	0,57	0,22	0,07	0,86
Алжир	0,78	0,24	0,16	1,18
Египет	1,62	1,48	0,34	3,44
Экваториальная Гвинея	0,36		0,57	0,93
Нигерия	0,88	0,24	0,33	1,45
Абу-Даби	7,41	0,07	0,07	7,55
Оман	4,81	6,74	0,25	11,8
Катар	10,87	10,79	0,57	22,23
Австралия	16,05	0,56	0,15	16,76
Бруней	8,57	0,78		9,35
Индонезия	18,07	5,12	4,45	27,64
Малайзия	17,65	8,15	4,05	29,85

Всего поставлено

88,83

34,39

11,01

134,23

Источник: Отчет за 2007 г. Международной ассоциации газовой промышленности Cedigaz, июль 2008 (estimations), 125 с.

Основными поставщиками нефти (около 70% ее импорта в АТР в настоящее время) являются страны Среднего Востока (таблица 6.1.5).

Динамика зависимости стран АТР от импорта природного газа и нефти приведена в таблице 6.1.6. В настоящее время на эти страны приходится около 19% мирового энергопотребления, из которых 60% потребляет Китай. К 2030 г. энергопотребление в Китае может увеличиться более чем в три раза, в Южной Корее почти в два раза, а в Японии - приблизительно на 10%.

Таблица 6.1.5 - Нетто-импорт нефти и нефтепродуктов в 2007 г., млн. т.

Страна-экспортер	Страна-импортер			Оценка доли в импорте стран ВА
	Китай**	Япония	Республика Корея
Америка	10,8	0,4	0,2	-
Европа	0,3	-	-	-
Бывший СССР	20,5	7,3	5,9	7%
Средний Восток	72,8	172,0	95,6	70%
Африка	53,1	6,6	4,8	12%
Азия и Океания	5,7	12,3	11,5	7%
Китай	-	0,3	0,6	-
Другие	-	4,6	1,8	1%
Всего, импорт	159,4	203,3*	120,4*	100%
Кроме того, нефтепродуктов*	18,3	36,9	-17,0

Примечание - * нетто импорт для нефтепродуктов; ** включая газовый конденсат

Источник: World Oil Outlook-2007, Organization of the Petroleum Exporting Countries, Vienna, Austria, www.jpec.jrg

Таблица 6.1.6 - Прогноз доли импорта в потреблении энергоресурсов в странах АТР, %

Страна-импортер, энергоресурс	Год
	2007	2010	2020	2030
Всего энергоресурсов*
Китай	5	6	11	18
Япония	81	81	80	78
Республика Корея	86	82	79	77
Нефть
Китай	22	44	57	70
Япония	100	96	98	100
Республика Корея	94	96	98	100
Газ
Китай	2	15	30	40
Япония	96	99	100	100
Республика Корея	99	99	100	100
Уголь
Китай	2	-4	-3	-1
Япония	100	100	100	100
Республика Корея	96	100	100	100

Примечание - * нетто-импорт угля, нефти и природного газа, за вычетом ядерной энергии

Источник: IEA (2007b), Energy Balances of OECD Countries, 2004-2005, International Energy Agency, Paris, IEA (2007c), World Energy Outlook 2007, International Energy Agency, Paris, Energy Balances of Non-OECD Countries-2008 Edition p. 490, оценки авторов

Потребление природного газа в регионе вырастет примерно в 2 раза в основном за счет Китая. К 2010 г. Китай также станет импортером природного газа, так как темпы роста его добычи будут отставать от темпов роста потребления.

К 2030 г. дефицит газа в странах АТР может составить 225-285 млрд. м3, или 65-68% от его потребления (таблица 6.1.7). Его покрытие возможно из нескольких источников: за счет самого региона, за счет импорта из стран Ближнего Востока Средней Азии и России.

Таблица 6.1.7 - Прогноз потребления энергоресурсов в странах АТР, млн. т. н.э./год

Страна-экспортер, энергоресурс	Год
	2007	2010	2020	2030
Всего энергоресурсов
Китай	1879	1777	2345	3096
Япония	528	538	569	586
Республика Корея	217	241	304	352
Нефть
Китай	368	375	480	669
Япония	211	253	255	248
Республика Корея	118	120	125	136
Газ
Китай	65	73	129	241
Япония	84	87	92	101
Республика Корея	29	44	60	73
Уголь
Китай	1218	1128	1458	1834
Япония	112	105	107	108
Республика Корея	52	44	54	63

Источники: IEA (2007b), Energy Balances of OECD Countries, 2004-2005, International Energy Agency, Paris, IEA (2007c), World Energy Outlook 2007, International Energy Agency, Paris, Energy Balances of Non-OECD Countries-2008 Edition p. 490, оценки авторов

Согласно последним прогнозам Японского института экономики энергетики структура потребления первичных энергоресурсов в странах АТР за рассматриваемый период принципиальных изменений не претерпит (таблица 6.1.8). В то же время доля природного газа будет расти, особенно в Китае. Доля нефти в Японии и Южной Корее сократится и вырастет в Китае, а доля угля практически не изменится.

Таблица 6.1.8 - Вероятный баланс природного газа в странах АТР, млрд. м3/год

Статья баланса	Год
	2007	2010	2015	2020	2030
Потребление, всего	197	195-210	220-255	270-305	345-415
в том числе: Китай	72	85-90	100-120	135-155	180-230
Япония	93	85-90	90-100	100-110	120-135
Республика Корея	32	25-30	30-35	35-40	45-50
Добыча, всего	71	80-90	90-100	100-110	120-130
в том числе: Китай	69	65-70	80-90	90-100	110-120
Импорт, всего	126	115-120	130-155	170-195	225-285
в том числе: СПГ	126	115-120	115-125	125-140	150-190
трубопроводный	-	-	15-30	45-55	75-95

Источники: IEA (2007b), Energy Balances of OECD Countries, 2004-2005, International Energy Agency, Paris, IEA (2007c), World Energy Outlook 2007, International Energy Agency, Paris, Energy Balances of Non-OECD Countries-2008 Edition p. 490, оценки авторов

Дефицит нефти к этому же периоду будет находиться в диапазоне 1000-1200 млрд. т., что составит порядка 90% от потребления (таблица 6.1.9). За счет собственного потребления регион сможет покрыть только небольшую его долю, порядка 12%, основная же его часть будет импортироваться из других регионов, в том числе из России.

Таблица 6.1.9 - Вероятный баланс нефти в странах АТР, млн. т./год

Статьи баланса	Год
	2007	2010	2015	2020	2030
Потребление, всего	679	810-850	865-905	930-990	1140-1255
в том числе: Китай	368	450-480	490-520	500-600	750-850
Япония	211	255-260	255-260	255-260	255-260
Республика Корея	118	105-110	120-125	125-130	135-145
Добыча, всего	187	180-190	170-190	160-180	120-170
в том числе: Китай	186	180-185	160-180	150-170	110-160
Импорт, всего	510	630-660	695-715	770-810	1020-1085

Источники: IEA (2007b), Energy Balances of OECD Countries, 2004-2005, International Energy Agency, Paris, IEA (2007c), World Energy Outlook 2007, International Energy Agency, Paris, Energy Balances of Non-OECD Countries-2008 Edition p. 490, оценки авторов

В отличие от углеводородов, запасы угля в регионе велики, Китай занимает третье место в мире по его доказанным запасам, а Япония и Республика Корея имеют надежных традиционных поставщиков угля из Австралии и Индонезии, других стран Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Вместе с тем нет оснований считать, что в рассматриваемой перспективе проблем с обеспечением стран СВА каменным углем не будет. Согласно прогнозу APERC, к 2030 г. только Япония, Республика Корея и Китай будут импортировать до 400 млн. т. угля (таблица 6.1.10). Традиционными поставщиками углей для потребителей в регионе, помимо собственной добычи, останутся Австралия и Индонезия, однако не исключаются возможности поставок и для российских углей.

Таблица 6.1.10 - Вероятный баланс угля в странах АТР, млн. т./год

Статьи баланса	Год
	2007	2010	2015	2020	2030
Потребление, всего в том числе:	2775	2635-2955	2935-3355	3540-3955	4560-4875
Китай	2490	2300-2600	2600-3000	3200-3600	4200-4500
Япония	187	180-190	180-190	175-185	175-185
Республика Корея	78	155-165	155-165	165-170	185-190
Добыча, всего	2506	2300-2600	2500-2800	3000-3600	3700-4500
Экспорт	249	335-355	435-555	355-540	375-860

Источник: IEA (2007b), Energy Balances of OECD Countries, 2004-2005, International Energy Agency, Paris, IEA (2007c), World Energy Outlook 2007, International Energy Agency, Paris, Energy Balances of Non-OECD Countries-2008 Edition p. 490, оценки авторов

На рынки стран АТР будут поставляться российские энергетические и коксующиеся угли. При этом Республика Саха (Якутия) является значимым экспортером высококачественного коксующегося угля в странах АТР и особенно в Китае.

В таблице 6.1.11 показан возможный спрос на российские энергоресурсы по прогнозу Японского института экономики энергетики. Реальный спрос может оказаться другим под влиянием изменения цен и объемов предложения газа конкурентами. Особенно жесткой будет конкуренция России с поставщиками СПГ (Индонезией, Австралией, странами Персидского залива). Конкуренцию российскому трубопроводному газу могут, в известной степени, составить страны Каспийского региона.

Таблица 6.1.11 - Прогноз Японского института экономики энергетики возможного спроса на российские энергоресурсы в странах АТР

Энергоресурс	Год
	2010	2015	2020	2025	2030
Нефть, млн. т.	50-60	60-70	70-80	80-90	90-100
Газ, млрд. м3	30-70	80-110	120-170	170-200	200-250
Уголь, млн. т.	20-25	25-30	30-35	35-40	40-45
Нефтепродукты, млн. т.	5-10	10-15	15-20	20-25	25-30
Электроэнергия, ТВт*ч.	5-7	10-15	15-30	35-50	50-70

Источник: APERC (2007), A Quest for Energy Security in the 21st Century. Resources and Constraints, Asia Pacific Energy Research Centre, Tokyo

Рынками для экспорта якутских топливно-энергетических ресурсов являются Китай, Япония и Республика Корея.

Экспорт якутских углеводородов будет осуществляться по строящимся экспортным трубопроводам в соответствии с принятыми международными договоренностями. Потенциально возможные объемы поставок углеводородов за пределы республики приведены в таблице 6.1.12.

Таблица 6.1.12 - Потенциально возможные поставки углеводородов на экспорт

Углеводороды	Год
	2010	2015	2020	2025	2030
Нефть, млн. т.	1,8-3,0	4,5-5,5	6,0-7,5	6,1-8,5	6,2-8,6
Природный газ, млрд. м3			2,3-6,5	4,3-9,6	6,3-13,2

Примечание: минимальное значение соответствует умеренному варианту, максимальное - стратегическому

Источник: Оценки авторов

Экспорт углей не ограничивается только международными договоренностями, его объемы зависят: от возможностей добычи углей, внутреннего спроса в республике и от его востребованности на рынках

Китая, Японии и Республики Кореи. Угли Республики Саха (Якутия), поставляемые на экспорт, имеют высокие качественные характеристики и при этом относительно низкие цены, что способствует увеличению их востребованности у стран-импортеров.

В настоящее время из республики на экспорт ежегодно поставляется около 5 млн. т. угля, основными поставщиками которого являются разрезы "Нерюнгринский" ОАО ХК "Якутуголь" и "Инаглинский" ООО СП "Эрэл". Расширение экспорта якутских углей будет возможно вследствие реализации новых инвестиционных проектов на Юге Якутии, включающих в себя две основные группы:

- разработка Эльгинского месторождения высококачественного каменного угля;

- строительство новых шахт в г. Нерюнгри - Денисовская, Инаглинская, Чульмаканская, Локучакитская.

Для увеличения экспортных поставок необходимо, прежде всего, развитие транспортной инфраструктуры.

Существующие требования к энергетическому углю со стороны компаний Японии и Кореи могут являться ориентиром для определения конкурентоспособности якутского угля на рынках АТР (таблица 6.1.13).

Таблица 6.1.13 - Спецификация энергетических углей в странах АТР, (диапазон/среднее)

Страна, уголь	Калорийность , ккал/кг.,	Размер (не более), мм	Зольность, %	Влажность, %	Содержание серы, %,
Австралия		50
Канада		50
Китай
Индонезия		50
Россия: кузнецкий
сахалинский	5985	0-300	16	11	0,4
нерюнгринский	6800	0-300	8,5	9,5	0,2
Требования, предъявляемые к углю японскими и корейскими компаниями
EDPC	min 5800	40		max 10	max 1
JCDC	min 5600	-	max 20	max 10	max 1
КЕРСО	min 6000	50		max 15

Источники: Coal 2005, a Barlow Jonker publication; Качественные характеристики угольной продукции России. Информационно справочное издание. - М.; Росинформуголь, 2006, - 258 с. Угольная база России. Том V. Басейны и месторождения Дальнего Востока России (Республика Саха, Северо-Восток, о. Сахалин, п-ов Камчатка). - М.: ЗАО Геоинформмарк, 1999. - 638 с.

Как следует из таблицы 6.1.13, нерюнгринский (и эльгинский) угли по своим качественным характеристикам превосходят многие импортные угли и соответствует самым высоким требованиям японских и корейских компаний, что свидетельствует о его востребованности на рынках стран АТР.

Доля якутских углей на рынках стран АТР будет определяться не только их качеством, себестоимостью добычи, стоимостью акцизов и сборов, но и стоимостью транспорта. При развитии в перспективе железнодорожной сети в приграничных районах России и Китая, а также строительстве мостового перехода через р. Амур и сооружении терминалов отгрузки угля в восточных портах можно ожидать увеличения доли якутских углей в общероссийском экспорте: коксующихся - до 50-80%, энергетических - до 20-50%.

Максимально возможные объемы экспорта якутских углей в страны АТР к 2030 г. могут достигнуть 18-20 млн. т. (таблица 6.1.14). При этом большое значение на экспортные поставки может оказать складывающийся на мировых рынках уровень цен на топливно-энергетические ресурсы. Благоприятная ценовая конъюнктура будет способствовать росту поставок - подробнее см. Приложение 3.3.

Таблица 6.1.14 - Потенциально возможные поставки якутских углей на экспорт, млн. т./год

Показатель	Год
	2010	2015	2020	2025	2030
Экспорт, всего	3,0-5,5	8,2-15,4	16,1-20,3	15,1-19,7	17,7-19,2
в том числе:
- коксующийся	2,0-3,0	7,3-10,5	11,2-10,9	6,8-8,5	6,8-8,0
- энергетический	1,0-2,5	0,9-4,9	4,9-9,4	8,3-11,3	11,0-11,3

Примечание - минимальное значение соответствует умеренному варианту, максимальное - стратегическому

Источник: Оценки авторов

Возможные вводы мощностей на новых электростанциях (Эльгинская ГРЭС, Канкунская и Нижне-Тимптонская ГЭС, увеличение мощности Нерюнгринской ГРЭС) позволят поставлять на экспорт из республики в страны АТР и, прежде всего в Китай, около 11 млрд. кВт*ч. электроэнергии (таблица 6.1.15).

Таблица 6.1.15 - Потенциально возможные поставки электроэнергии на экспорт, млрд. кВт*ч./год

Показатель	Год
	2015	2020	2025	2030
Экспорт электроэнергии	0-3,6	7,2	7,2-10,8	10,8

Примечание - минимальное значение соответствует умеренному варианту, максимальное - стратегическому

Источник: Оценки авторов

6.2 Прогноз цен на топливо и энергию

В рассматриваемой перспективе объемы и структура экспорта будут определяться в основном факторами экономической целесообразности и будут зависеть не только от цен топлива на мировых энергетических рынках, но и от цен (затрат) российских производителей. Соотношение этих цен может меняться в достаточно широком диапазоне под действием большого числа факторов.

Учитывая тесную связь ТЭК России с мировыми энергетическими рынками, продолжающийся рост экспорта топлива и развитие рыночных механизмов, можно ожидать усиления зависимости стоимости энергоносителей в России от изменения мировых цен. При этом определяющей является динамика стоимости нефти.

Энергетическая стратегия России предусматривает, что по мере развития рыночных отношений и интеграции России в мировое сообщество внутренние цены на топливо будут стремиться к равной эффективности с экспортными ценами на газ, моторное топливо и уголь. Для экспортирующей страны такое соответствие достигается, когда внутренние цены на топливо определяются вычитанием из экспортной цены затрат на транспорт из того или иного района страны, всех таможенных затрат, а также платы за транзит через территорию промежуточных стран.

Анализ глобальных тенденций показывает, что на мировых энергетических рынках цены на газ и уголь следуют за изменением цен на нефть и нефтепродукты с лагом примерно в 6-10 месяцев. Стоимость эквивалентной по теплотворной способности единицы угля, как правило, на 70-85%, а трубопроводного газа на 25-35% ниже стоимости нефти. Сжиженный природный газ, спрос на который в мире за последние 25 лет увеличился более чем в 20 раз, стоит дороже трубопроводного газа. Его цена мало отличается от стоимости нефти, но ожидается, что она будет приближаться к цене трубопроводного газа.

Разрыв в ценах на уголь и газ на мировых энергетических рынках увеличивается из-за возрастающих требований к качеству топлива и стремления снизить загрязнение окружающей среды, в том числе и эмиссию углекислого и других, так называемых, парниковых газов. На электростанциях конкурентоспособность газа значительно увеличивается также с развитием высокоэкономичных парогазовых электростанций. По прогнозам Министерства энергетики США, разница в ценах на газ и уголь в электроэнергетике увеличится с 40 долл./т. у.т. в 1980 г., до 55-75 долл./т. у.т. к 2020 г., а характерное в настоящее время соотношение между ценами на уголь, газ и мазут для электростанций 1 : 1,8 : 1,7 станет в 2010-2020 гг. равным 1 : (2,4 - 3) : (2,2 - 2,6).

В России сложились иные соотношения между ценами на различные энергоресурсы: в 2007 г. соотношение средней стоимости угля, природного газа и мазута на электростанциях было 1 : 0,9 : 4,2. Газ продавался по цене, ниже реальных издержек его производства, а убытки ОАО "Газпром" от продажи газа внутри страны компенсировались за счет прибыли от экспорта. Предполагается, что уже к 2012 г. соотношение цен газ/уголь увеличится до 1,8.

Прогнозы динамики мировых цен нефти характеризуются большим разбросом оценок. Так, в сценариях развития энергетики и экономики США, разработанных в 2008 г. Министерством энергетики США, по минимальному сценарию стоимость нефти в период 2010-2015 гг. будет снижаться, а затем стабилизируется на уровне 36 долл./барр. (в долларах 2006 г.). По базовому сценарию мировые цены на нефть снизятся к 2016 г. до 57 долл./барр., а затем начнут расти до 70 долл. к 2030 г. По максимальному сценарию нефть будет постоянно дорожать, достигнув 100 долл./барр. в 2020 г. и 119 долл. к 2030 г. (в текущих ценах с учетом инфляции 132 долл./барр. в 2020 г. и 186 долл. в 2030 г.). В исследовании способности российской экономики адаптироваться к высоким мировым ценам на нефть, выполненном Минэкономразвития в 2008 г., рассматривался диапазон цен на нефть Urals от 64 до 127 долл./барр. в период 2016-2020 гг. и 77-157 долл./барр. в 2021-2030 гг.

В таблице 6.2.1 приведен прогноз роста цен на топливо на мировых энергетических рынках, выполненный на основе анализа последних зарубежных и отечественных долгосрочных прогнозов. С учетом этих прогнозов ниже дается оценка возможной динамики цен на российских региональных энергетических рынках.

(1) Цена угля

Цены на уголь у потребителей в регионе устанавливаются в результате его конкуренции между местными и привозными углями разных месторождений. При этом важную роль играет их качество и дальность перевозок.

Таблица 6.2.1 - Динамика цен на импортное топливо на мировых рынках*

Топливно-энергетический ресурс	Год
	2005	2015	2020	2030
Нефть, долл./барр.	52-55	70-85	75-90	90-115
Трубопроводный газ (Европа), долл./1000 м3	205-230	285-320	290-340	350-420
Трубопроводный газ (КНР), долл./1000 м3	-	150-205	195-260	260-335
СПГ (АТР), долл./1000 м3	230	345-380	360-410	385-455
Уголь энергетический, долл./т. у.т.	55-65	67-77	71-85	80-95
Мазут малосернистый, долл./т.	260	310-370	325-390	380-490

Примечание - * в долларах 2005 г.

Источники: Кононов Ю.Д., Посекалин В.В. Состояние и перспективы развития мировых энергетических рынков. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2008. - С. 43-44

В настоящее время доля транспортных затрат в стоимости угля на электростанциях, в среднем по стране, равна 30%, а на Дальнем Востоке она достигает 40-50%.

Средняя дальность перевозки угля в России - около 1100 км., а средний тариф на перевозку угля по железной дороге на это расстояние - примерно 0,8 цент/т-км.

Транспортный фактор во многих районах страны сильнее, чем стоимость добычи будет определять цену угля у потребителей.

При формировании перспективных транспортных тарифов их росту будет способствовать стремление компенсировать требуемые значительные капиталовложения на модернизацию и развитие железнодорожного транспорта. В противоположном направлении будет действовать использование более совершенной техники, энергосбережение, повышение загрузки магистралей (особенно значительное при ожидаемом увеличении роли российских железных дорог в транзитных перевозках между странами АТР и Европы).

В приводимых ниже результатах расчетов региональных цен на уголь принят умеренный (ниже, чем в некоторых прогнозах Минэкономразвития) рост железнодорожных тарифов: до 1,0 цент/т-км. к 2010 г., до 1,6 цент/т-км. к 2020 г. и до 2,0 цент/т-км. к 2030 г. при перевозках угля на расстояние около 1000 км. При большей дальности транспорта тарифы снижаются. Здесь и далее рост цен и тарифов приводится без учета инфляции. За базовый принят 2005 г.

Основным конкурентом углям юга Дальнего Востока, а также на Урале и в европейской части страны является кузнецкий уголь. Его запасы и предполагаемый рост добычи позволяют в принципе покрыть возможный дефицит угля на всей территории России. Поэтому его стоимость с учетом затрат на перевозку может служить ориентиром максимально возможной цены на уголь в регионе.

В 2007 г. цена производства кузнецких энергетических углей была 15-16 долл./т. у.т. (при средней по России 22-24 долл./т. у.т.), а цена потребления угля в Кемеровской области - около 25-29 долл./т. у.т. Требуемая модернизация действующих предприятий и большие капиталовложения в новые шахты и разрезы должны привести к повышению стоимости угля. На его цену предложения будет влиять также конъюнктура на внешних и внутренних энергетических рынках.

В расчетах принят умеренный (3% в год) рост стоимости добычи кузнецкого энергетического угля. Ориентировочные значения его возможной перспективной стоимости в отдельных регионах приведены в таблице 6.2.2.

Таблица 6.2.2 - Прогноз минимальных цен кузнецкого энергетического угля, долл. (2005)/т у.т.

Регион, субъект РФ	Расстояние перевозок, км.	Год
		2015	2020	2030
На месте добычи	100-200	26-30	29-33	35-45
Европейская часть (Центр)	3400-3700	50-55	77-84	95-108
Урал	1700-2100	35-40	50-59	68-79
Западная Сибирь	800-1100	29-35	38-45	50-60
Восточная Сибирь	1700-2000	35-39	50-58	68-77
Дальний Восток
Республика Саха (Якутия)	4500-4700	60-65	90-100	115-125
Хабаровский край	5000-5200	66-71	100-110	130-141
Приморский край	5700-5800	73-78	113-121	145-155

Источник: Кононов Ю.Д. Прогнозирование спроса на энергоносители в регионе с учетом их стоимости//Регион: экономика и социология. - 2008. - N 3. - С. 207-219

Цены кузнецкого энергетического угля заметно превосходят цены самоокупаемости местных углей на территории Восточной Сибири и юга Дальнего Востока (таблица 6.2.3). Однако возможности добычи относительно дешевых углей во многих регионах ограничены их запасами и при значительном росте потребностей в твердом топливе может возникнуть необходимость завоза угля из Кузбасса или из других крупных бассейнов.

Таблица 6.2.3 - Ориентировочные значения цен самоокупаемости местных углей, долл. (2005)/т у.т.*

Субъект РФ	Год
	2015	2020	2030
Красноярский край (канско-ачинский уголь)	15-18	20-25	27-33
Иркутская область	19-26	28-36	35-45
Забайкальский край	25-32	33-42	37-50
Амурская область	48-52	50-56	50-65
Хабаровский край	35-40	45-55	55-65
Приморский край	50-55	55-65	60-70
Республика Саха (Якутия) (юг)	38-43	48-55	52-62
Сахалинская область	50-56	55-62	57-68

Примечание - * с учетом местных перевозок

Источник: Кононов Ю.Д. Прогнозирование спроса на энергоносители в регионе с учетом их стоимости//Регион: экономика и социология. - 2008. - N 3. - С. 207-219.

Из дальнепривозных углей на юге Дальнего Востока с кузнецким углем могут конкурировать якутские, уступающие им по качеству канско-ачинские и другие восточносибирские угли. При этом в расчете на тонну условного топлива цена канско-ачинского угля будет мало отличаться от цены кузнецкого угля, а якутский уголь в перспективе (с улучшением транспортных условий и вводом в эксплуатацию новых месторождений в Южно-Якутском бассейне) может оказаться более дешевым. Следует также учитывать возможность покрытия дефицита топлива в Приморском, и Камчатском краях, в Магаданской области и Чукотском АО импортным углем. Его ориентировочная цена с учетом перегрузок, хранения и транспорта на расстояние до 500 км. может составить: в 2020 г. - 75-90 долл./т. у.т., а в 2030 г. - 80-100 долл./т. у.т. Эти цифры сопоставимы с ценой кузнецкого угля.

Прогнозные рыночные цены энергетического угля приведены в таблице 6.2.4.

Таблица 6.2.4 - Рыночные цены энергетических углей, долл. (2005)/т у.т.

Регион	Год
	2015	2020	2030
Европейская часть (Центр)	50-60	77-85	95-105
Урал	40-46	55-63	69-80
Западная Сибирь	30-36	40-48	50-60
Восточная Сибирь	22-32	33-43	40-50
Дальний Восток (юг)	45-55	55-65	65-75

Источник: Кононов Ю.Д. Прогнозирование спроса на энергоносители в регионе с учетом их стоимости//Регион: экономика и социология. - 2008. - N 3. - С. 207-219.

Таким образом, конъюнктура цен для якутских углей способствует расширению их экспортных поставок.

(2) Цена природного газа

Цены на газ в настоящее время в основном регулируются государством. Свободные цены действуют при продаже его независимыми производителями и при сверхплановых поставках ОАО "Газпром". Они на 25-30% превышают регулируемые цены. Доля конкурентного рынка будет неуклонно увеличиваться и, согласно постановлению Правительства РФ, в 2011 г. внутренние цены на газ должны выйти на уровень равной доходности (цены net-back) с экспортными ценами.

В восточных районах страны, не охваченных Единой системой газо- и электроснабжения и ориентированных на постепенное развитие экспорта газа и электроэнергии, переход к ценам, конкурентным с мировыми будет более медленным. Существенное влияние на формирование здесь рыночных цен будет играть межтопливная конкуренция. При этом неопределенность прогнозных оценок стоимости энергоносителей (особенно газа) на Дальнем Востоке и в Забайкалье больше, чем в других регионах РФ.

Диапазон неопределенности цен на газ будет определяться динамикой цен самофинансирования (нижняя граница) и цен, равновесных с мировыми (верхняя граница).

Цена, обеспечивающая приемлемую для инвестора рентабельность продажи газа в Европейской части России в настоящее время составляет около 50-55 долл./1000 м3. В перспективе эти минимальные цены предложения на конкурентном рынке газа будут расти из-за необходимости осваивать все более капиталоемкие и труднодоступные месторождения. Ориентировочная динамика минимальных цен предложения на западносибирский газ и на газ, который будет добываться в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, приведена в таблице 6.2.5.

Таблица 6.2.5 - Прогнозная динамика цен самоокупаемости на газ, долл. (2005)/1000 м3

Регион, субъект РФ	Год
	2015	2020	2030
Европейская часть (Центр)	52-59	71-80	80-95
Урал	47-53	64-74	71-86
Западная Сибирь (юг)	42-48	59-69	66-81
Красноярский край		54-60	68-78
Иркутская область	40-45	48-54	50-56
Республика Саха (Якутия) (юг)		50-60	55-67
Амурская область		68-80	70-88
Хабаровский край	50-56	73-85	80-95
Приморский край		83-95	90-105
Сахалинская область	45-49	57-63	64-75

Источник: Кононов Ю.Д. Оценка влияния стоимости газа на его потребление в регионах Дальнего Востока//Пространственная экономика. - 2008. - N 2. - С. 161-168.

Важную роль в ценообразовании на формирующихся рынках газа в некоторых регионах будут играть цены межтопливной конкуренции, а главным конкурентом газу на электростанциях и у многих промышленных предприятий будет уголь.

При прогнозировании конкурентных цен в качестве основных потенциальных потребителей газа принимались электростанции. При этом на начальных этапах газификации предполагался возможный перевод на газ действующих ТЭС, а затем сооружение новых, главным образом, ПГУ ТЭС. В расчетах принималось следующее приемлемое для потребителей превышение цены газа над стоимостью угля ("потребительский эффект" газа): при переводе действующих ТЭС с угля на газ - 9-12 долл./т. у.т., для новых ТЭС с традиционной технологией - 15-20 долл./т. у.т., для ПГУ ТЭС или при жестких экологических требованиях - 40-55 долл./т. у.т. Первые из этих цифр относятся к условиям конкуренции газа с дешевыми углями, а более высокие - при конкуренции с более дорогими углями.

Результаты расчетов приведены в таблице 6.2.6. Следует отметить, что для некоторых предприятий химической, цементной, металлургической промышленности приемлемые цены на газ могут быть выше.

Таблица 6.2.6 - Цены на газ, конкурирующие на новых ТЭС с ценами на уголь, долл. (2005)/1000 м3

Регион	Год
	2015	2020	2030
Европейская часть (центр)	70-80	98-110	135-150
Урал	60-66	81-88	115-125
Западная Сибирь	50-57	65-75	82-105
Восточная Сибирь	40-49	53-65	71-89
Дальний Восток (юг)	75-85	92-105	108-130

Источник: Кононов Ю.Д. Оценка влияния стоимости газа на его потребление в регионах Дальнего Востока//Пространственная экономика. - 2008. - N 2. - С. 161-168.

На внутрироссийских рынках газа цены будут испытывать влияние конъюнктуры на мировых энергетических рынках. При этом по мере создания восточного крыла единой системы газоснабжения и развития экспортных поставок все большую роль в формировании цен на газ будут играть цены на энергетических рынках АТР. Спрос на импортный газ на этих рынках в 2020 г. может достигнуть 260-310 млрд. м3, а к 2030 г. превысить 400 млрд. м3. В его покрытии все возрастающую роль будет играть газ месторождений Дальнего Востока и Восточной Сибири.

При определении равновесных цен на газ в качестве ориентира принимались средние из крайних значений возможных цен в Европе и АТР (см. таблицу 6.2.1). Полученные минимальные значения равновесных цен при разных вариантах экспорта показаны в таблице 6.2.7. Очевидно, что государство может и будет регулировать эти цены, изменяя величину таможенных пошлин.

Таблица 6.2.7 - Равновесные с мировыми цены на газ, долл. (2005)/1000 м3*

Регион	Год
	2015	2020	2030
Европейская часть (центр)	115-135	180-210	195-240
Западная Сибирь	100-120	150-180	160-200
Восточная Сибирь		120-140	140-164
Дальний Восток (юг)		135-165	165-205

Примечание - * с учетом экспортных налогов и платы за транзит (1,5-1,8 долл./1000 м3/100 км.)

Источник: Кононов Ю.Д. Оценка влияния стоимости газа на его потребление в регионах Дальнего Востока//Пространственная экономика. - 2008. - N 2. - С.161-168.

Полученные прогнозные оценки конкурентных цен и равновесных с мировыми, не претендуя на точность, дают представление об области возможных значений цен на газ, их динамики и отличия в разных регионах России. На их основе спрогнозирован возможный диапазон рыночных цен на газ (таблица 6.2.8).

Таблица 6.2.8 - Прогнозные значения рыночных цен на газ, долл. (2005)/1000 м3*

Регион	Год
	2015	2020	2030
Европейская часть (центр)	100-125	180-210	195-240
Западная Сибирь	85-110	150-180	160-200
Восточная Сибирь	55-65	70-100	130-165
Дальний Восток (юг)	65-80	100-135	165-205

Примечание - * без учета затрат на распределительный транспорт газа

Источник: Кононов Ю.Д. Оценка влияния стоимости газа на его потребление в регионах Дальнего Востока//Пространственная экономика. - 2008. - N 2. - С. 161-168.

Следует подчеркнуть, что прогнозные оценки долгосрочной динамики цен на топливо не учитывают инфляцию и изменение курса доллара по сравнению с 2007 г.

(3) Цена электроэнергии

По постановлению Правительства РФ, принятому в декабре 2006 г., доля электроэнергии, реализуемой по нерегулируемым государством ценам, будет поэтапно увеличиваться: начиная с 5% в январе 2007 г. до 80-100% после 2011 г. Соответственно, в недалеком будущем цены на генерацию электроэнергии будут формироваться на основе конкуренции ее производителей на энергетических рынках.

В ценах предложения, с которыми отдельные генерирующие компании будут выходить на оптовый рынок, все более важную роль будет играть инвестиционная составляющая. Обеспечить финансовыми ресурсами требуемый рост капиталовложений в прирост генерирующих мощностей можно только при условии получения приемлемой для инвестора прибыли на вложенный капитал.

На стоимость строительства новых электростанций влияют не только используемые на них технологии, но и доля и стоимость отечественного и импортного оборудования, район размещения электростанции, сроки и условия строительства и многие другие факторы. Поэтому неизбежны большая неопределенность и условность оценки удельных капиталовложений в новое строительство. Обобщая имеющиеся отечественные прогнозные оценки и учитывая неизбежное повышение экологических стандартов и требований к росту энергетической эффективности и надежности, при прогнозных оценках требуемых капиталовложений приняты следующие минимальные значения капиталоемкости новых электростанций, долл. (2005)/кВт:

Электростанция	Период
	2015-2020 гг.	2021-2030 гг.
ТЭС на угле	1200-1350	1450-1550
Газомазутные ТЭС	800-900	850-950
ПГУ	650-750	600-700
АЭС	1600-1700	1700-1900
ГЭС	1600-1750	1800-2000

Источник: Кононов Ю.Д. Прогнозирование спроса на энергоносители в регионе с учетом их стоимости//Регион: экономика и социология. - 2008. - N 3. - С. 207-219.

При определении себестоимости и инвестиционной составляющей для разных типов электростанций помимо приведенных выше ожидаемых цен на топливо и удельных капиталовложений задавалась динамика и других влияющих факторов (удельных расходов топлива, зарплаты, коэффициентов использования установленной мощности) и рассматривались разные значения нормы рентабельности (коэффициента дисконтирования) и условий получения заемных средств.

С 2007 г. по 2030 г. в основном из-за удорожания топлива, а также из-за роста зарплаты себестоимость производства электроэнергии на угольных ТЭС может увеличиваться в 1,5-1,7 раза, а на газомазутных - в 2,4-2,7 раза. Значительно могут возрасти эксплуатационные затраты на АЭС и ГЭС из-за роста амортизационной составляющей, удорожания ядерного топлива (предполагаемый рост за период с 0,4 до 0,8 цент/кВт*ч.), а также ожидаемого значительного увеличения платы за воду.

Рост цен самоокупаемости будет опережать рост себестоимости электроэнергии из-за увеличения в них доли инвестиционной составляющей, которая на новых ГЭС будет доходить до 75%. Из-за необходимости оплачивать требуемые инвестиции (включая заемные средства) в основном из прибыли, цена 1 кВт*ч. на вводимых тепловых электростанциях и АЭС, несмотря на их более высокие технические характеристики, будет в 1,8-2,5 раза, а на ГЭС в 4-5 раз выше, чем на существующих.

Среди новых электростанций самые низкие цены самоокупаемости будут на ТЭС с ПГУ, поэтому новые электростанции на газе будут сооружаться преимущественно по этой технологии.

Анализ позволяет предположить, что рыночные цены практически на всей территории страны будут в основном формироваться ценами предложения новых угольных электростанций и частично ПГУ ТЭС, замыкающих баланс электроэнергии. С учетом этого выполнена прогнозная оценка возможной динамики цен на генерацию без учета инфляции и изменения курса доллара (таблица 6.2.9).

Таблица 6.2.9 - Возможная динамика рыночных цен на генерацию электроэнергии (в среднем по региону), цент (2005)/кВт*ч.

Регион	Год
	2015	2020	2030
Европейская часть (центр)	6,0-6,5	7,0-7,8	8,1-9,0
Западная Сибирь	4,4-5,0	5,9-6,6	6,8-7,7
Восточная Сибирь	3,9-4,5	5,5-6,0	6,1-7,0
Дальний Восток (юг)	6,1-6,7	6,8-7,5	7,6-8,9

Источник: Кононов Ю.Д. Прогнозирование спроса на энергоносители в регионе с учетом их стоимости//Регион: экономика и социология. - 2008. - N 3. - С. 207-219.

С учетом тарифов на транспорт промышленные потребители электроэнергии будут платить за 1 кВт. ч. на 1,5-2,2 цента больше цен за генерацию.

Эти оценки не включают стоимость транспорта электроэнергии. Тарифы сетевых и инфраструктурных организаций, оцениваемые в настоящее время в среднем в 1,2 цент/кВт*ч., в перспективе должны увеличиться в 1,5-2 раза.

Электроэнергия в Сибири, как и в настоящее время, будет дешевле, чем в других регионах страны. Однако различие в ценах будет сокращаться из-за увеличения роли инвестиционной составляющей и усиления межрегиональных электрических связей. Если сейчас в Восточной Сибири 1 кВт. ч. стоит примерно в 2 раза дешевле, чем в европейской части страны, то через 15-20 лет это различие уменьшится, согласно расчетам, до 25-30%.

При отсутствии дефицита генерирующих мощностей рыночные цены будут примерно на 20-30% выше средневзвешенных. Очевидно, что реально в отдельные месяцы и годы это отклонение от средних цен будет более значительным. Однако следует иметь ввиду, что неизбежный при реформировании электроэнергетики переход от средних цен к предельным не только улучшает инвестиционный климат и снижает риск дефицита генерирующих мощностей, но и стимулирует (под влиянием конкуренции) снижение себестоимости электроэнергии (по зарубежным данным на 10-20%) и повышение загрузки наиболее экономичных электростанций.

Цены производства электроэнергии на экспортных электростанциях республики в перспективе окажутся ниже мировых цен, что позволит значительно пополнить республиканский бюджет.

Таким образом, для экспорта электроэнергии из Республики Саха (Якутия) конъюнктура цен является благоприятной.

7 Сценарии социально-экономического развития республики

7.1 Стратегические цели и задачи социально-экономического развития

Цели и задачи развития субъектов РФ определяются достигнутым уровнем социально-экономического развития, накопившимися проблемами, экономическим потенциалом, геополитическими особенностями региона и т.п.

Как показывает анализ существующего состояния экономики Республики Саха (Якутия) основными проблемами ее развития являются:

- низкий уровень освоения природно-ресурсной базы;

- недостаточный уровень развития транспортной инфраструктуры;

- высокие тарифы на энергоресурсы и транспортные затраты;

- сильная зависимость республики от федерального бюджета и ограниченность собственных инвестиционных ресурсов;

- низкая плотность населения и неравномерный характер его расселения и др.

В настоящее время по основным интегральным экономическим показателям между республикой и передовыми странами Азиатско-Тихоокеанского региона существует большой разрыв. Например, по ВВП (ВРП) на душу населения республика отстает от Японии примерно в 6 раз, по обеспеченности населения жильем - примерно в 1,5 раза.

Республика, имеющая важное геополитическое значение для России, призвана обеспечивать сильные экономические, демографические и геополитические позиции на Востоке страны.

Для выполнения своей миссии республике необходимо решить следующие задачи:

1. Создание на базе местных ресурсов эффективного самодостаточного хозяйственного комплекса.

2. Обеспечение уровня и качества жизни населения, сопоставимого с передовыми регионами РФ и приближенного к странам АТР.

3. Закрепление имеющейся на территории численности населения и создание условий для его роста.

В качестве целевых стратегических индикаторов развития республики в период до 2030 г. рассматриваются валовой региональный продукт и обеспеченность жильем на душу населения, а также рост численности населения (таблица 7.1.1).

Таблица 7.1.1 - Основные целевые (стратегические) ориентиры развития республики

Показатель	Год
	2007	2030
ВВП (ВРП) на душу населения, тыс. долл./чел.
Республика Саха (Якутия)	8,0*	30
Справочно:
Россия	6,0*
Китай	1,0
Южная Корея	22
Япония	40,0
Обеспеченность жильем, м2/чел.
Республика Саха (Якутия)	20,1	28-30
Справочно:
Россия	19,5	30
Южная Корея	30,0
Численность населения, тыс. чел.	951,4	1035
Среднегодовой темп роста населения, %		100,4

Примечание - * при курсе доллара 27 руб.

7.2 Приоритетные направления и сценарии социально-экономического развития

(1) Приоритетные направления развития

С учетом имеющейся в республике природно-ресурсной базы приоритетными направлениями ее развития являются:

- нефтегазодобывающий комплекс;

- нефтегазоперерабатывающий комплекс;

- газификация потребителей республики;

- строительство нефте- и газопроводов межрегионального и местного значения;

- горнодобывающий комплекс:

- освоение месторождений алмазов, золота, железной руды, апатитов, урана, мрамора и др.

- строительство новых объектов электро- и теплоэнергетики (электрические станции и сети, тепловое хозяйство)

- угольная промышленность:

- освоение Эльгинского месторождения;

- развитие шахтной добычи;

- комплексная переработка угля

- транспортный комплекс:

- строительство железных дорог: Беркакит - Томмот - Якутск с мостовым переходом через р. Лену и с ответвлением на Магадан, Усть-Кут - Непа - Ленск, Хани - Олекминск, Улак - Эльга;

- реконструкция автомобильных дорог "Лена", "Вилюй", "Колыма" и строительство дороги "Кобяй";

- строительство новых автомобильных дорог республиканского значения.

Ключевым направлением наряду с развитием нефтегазодобычи, электроэнергетики (в части развития генерирующих мощностей и интегрирующих сетей электропередачи), угольной промышленности, нефтегазоперерабатывающих производств, было и остается развитие транспортного комплекса, включая трубопроводные системы, поскольку он является узким местом развития экономики республики.

Другим сдерживающим фактором социально-экономического развития республики являются недостаточные объемы инвестиций, т.е. приток, как частных, так и государственных финансовых ресурсов.

Преодоление этих барьеров позволит расширять и развивать в республике новые производства в энерго-сырьевом и инновационно-перерабатывающем комплексах, повысить конкурентоспособность базовых отраслей производства и обеспечить неуклонное повышение уровня жизни населения.

В качестве стратегического приоритета необходимо учитывать развитие и совершенствование системы охраны окружающей среды с целью рационального использования природных ресурсов и сохранения уникальной природы республики.

В целях активизации развития производительных сил на территории республики Правительство проводит необходимую работу как на местном, так и на федеральном уровнях. Периодически разрабатываются текущие и перспективные программы и прогнозы социально-экономического развития, согласованные с соответствующими федеральными ведомствами, обеспечивается своевременная лицензионная передача участков недр по различным видам природных ресурсов в разработку, ведется работа по привлечению иностранных инвесторов к реализации крупных инвестиционных проектов, разрабатываются комплексные территориальные проекты кластерного типа и др.

Проект "Комплексное развитие Южной Якутии" был представлен в Правительство РФ, 10 марта 2009 г. вышло Распоряжение Правительства РФ N 302-р об одобрении проекта, были даны соответствующие поручения федеральным ведомствам по его реализации. Не менее актуальными являются проекты по Западному и Центральному районам, доработка и утверждение которых должны произойти в ближайшее время.

(2) Сценарии развития экономики, основные условия и предпосылки прогнозирования энергопотребления

Развитие топливно-энергетического комплекса республики в рассматриваемой перспективе будет определяться внутрирегиональным и внешним спросом на энергоресурсы. Развитие таких отраслей, как электроэнергетика и нефтепереработка, преимущественно будет зависеть от внутрирегиональных потребностей в топливе и энергии, в то время как развитие угольной промышленности, нефтегазодобывающей и газоперерабатывающей отраслей промышленности сильно привязано к внешним потребителям.

При разработке Стратегии развития ТЭК Республики Саха (Якутия) базовыми документами оценки перспективных направлений социально-экономического развития республики являлись: "Схема комплексного развития производительных сил, транспорта и энергетики Республики Саха (Якутия) до 2020 года", одобренная Правительством РФ 8 февраля 2007 г. и ее доработываемый# вариант на перспективу до 2030 г. (Москва: СОПС, апрель 2009 г.), проект "Стратегии социально-экономического развития Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2025 года" (Москва: Министерство регионального развития, апрель 2009 г.), проекты комплексного развития Южной Якутии, Западной Якутии, Центральной и Восточной Якутии.

Кроме того, в работе были использованы:

1. Отчет СОПС "Сценарии и макроэкономический прогноз социально-экономического развития Республики Саха (Якутия) на период до 2020 и 2030 года", (Москва: СОПС, 2008 г.) (далее отчет СОПС).

2. Проект Концепции долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации до 2020 г. (Москва: Министерство экономического развития, 2008 г.).

3. Проект Концепция# социально-экономического развития Дальнего Востока и Прибайкалья до 2025 г. (Москва: Министерство регионального развития, апрель 2009 г.).

4. Федеральная целевая программа "Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года".

Наиболее проработанными являются: Схема комплексного развития производительных сил, транспорта и энергетики Республики Саха (Якутия) до 2020 г., с учетом ее пролонгации до 2030 г. (далее Схема) и проект Концепции долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации до 2020 г. (далее Концепция).

В Концепции рассматривается три сценария долгосрочного развития РФ и ее о федеральных округов: инерционный, энерго-сырьевой и инновационный.

Особенностью Концепции является то, что она учитывает необходимость более интенсивного развития субъектов РФ восточных и южных федеральных округов по сравнению с центральными и западными федеральными округами: среднегодовые темпы роста валового регионального продукта (ВРП) в Сибирском и Дальневосточном федеральных округах на 0,3-0,5% выше, чем в среднем по России (таблица 7.2.1).

Валовой внутренний продукт (ВВП) России к 2020 г. по сравнению с 2007 г. возрастет: в инерционном сценарии - в 1,8 раза, энерго-сырьевом - в 2,1 раза, инновационном - в 2,3 раза. Производство ВВП на душу населения в 2020 г. достигнет 30 тыс. долл. в инновационном сценарии, 26 тыс. долл. - в энерго-сырьевом и 20 тыс. долл. - в инерционном, что соответствует нынешнему уровню среднеразвитых капиталистических стран (таблица 7.2.2).

Таблица 7.2.1 - Динамика ВРП по федеральным округам (среднегодовой темп за период, %)

Федеральный округ	2011-2015 гг.			2016-2020 гг.			2008-2020 гг.
	Сценарии
	1	2	3	1	2	3	1	2	3
Центральный	103,1	105,8	106,3	103,0	104,8	106,2	103,7	105,7	106,4
Северо-Западный	103,4	105,9	106,6	103,5	105,4	106,3	103,9	105,9	106,6
Южный	103,6	106,3	107,2	103,9	105,7	106,9	104,3	106,2	107,0
Приволжский	103,3	105,8	106,5	103,3	105,4	106,8	103,7	105,7	106,5
Уральский	102,9	104,6	105,3	103,0	104,1	105,2	103,4	104,7	105,4
Сибирский	103,6	105,9	107,0	103,6	105,5	107,3	104,0	105,8	106,9
Дальневосточный	103,3	105,8	106,9	103,5	105,3	107,4	103,9	105,6	106,9
Российская Федерация	103,2	105,7	106,3	103,2	105,0	106,6	103,7	105,6	106,4

Примечание - 1 - инерционный, 2 - энерго-сырьевой, 3 - инновационный

Источник: Проект Концепции долгосрочного социально-экономического развития РФ, Москва: Минэкономразвития, 2008

Таблица 7.2.2 - Основные индикаторы социально-экономического развития Российской Федерации до 2020 г.

Сценарий	Год
	2007	2020
Производство ВВП (в % к 2007 г.)
Инерционный	100	180
Энерго-сырьевой	100	210
Инновационный	100	230
ВВП на душу населения, тыс. долл./чел.*
Инерционный	5,6	20
Энерго-сырьевой	5,6	26
Инновационный	5,6	30
Реальные располагаемые денежные доходы населения (в % к 2007 г.)
Инерционный	100	190
Энерго-сырьевой	100	230
Инновационный	100	260

Примечание - * рассчитано при курсе доллара 27 руб.

Источник: Проект Концепции долгосрочного социально-экономического развития РФ, Москва: Минэкономразвития, 2008

В период 2008-2020 гг. реальные располагаемые доходы населения вырастут почти в 2,6 раза в инновационном сценарии и в 1,9 раза - в инерционном сценарии.

В Концепции предусмотрено существенное снижение энергоемкости ВВП за счет энергосбережения, включая организационные, структурные и технологические факторы: энергоемкость ВВП снизится к 2020 г. на 30-40% (таблица 7.2.3).

С учетом энергосбережения темпы роста потребности в энергоресурсах будут намного ниже, чем темпы роста ВВП. Возможная динамика спроса на энергоресурсы для страны в целом представлена в таблице 7.2.4.

Таблица 7.2.3 - Динамика изменения энергоемкости ВВП, в % к 2007 г.

Сценарий	Год
	2007	2020
Инерционный	100	70
Энерго-сырьевой	100	67
Инновационный	100	59

Источник: Проект Концепции долгосрочного социально-экономического развития РФ, Москва: Минэкономразвития, 2008

Таблица 7.2.4 - Прогноз энергопотребления России (первая цифра - энергосырьевой сценарий, вторая - инновационный)

Показатель	Год
	2007	2010	2015	2020	2020 г. в % к 2007 г.
Электроэнергия1, млрд. кВт. ч.	945	1115-1150	1310-1380	1520-1650	160-175
Централизованное тепло, млн. Гкал	1440	1460-1480	1490-1580	1550-1740	108-121
Котельно-печное топливо2, млн. т. у.т.	250	285-290	305-320	315-340	126-136
Моторное топливо, млн. т. у.т.	95	120-125	140-150	170-190	179-200

Примечание - 1 - включая потери и собственные нужды; 2 - прямой расход топлива в промышленных печах, мелких котельных и населением

Источник: Проект Концепции долгосрочного социально-экономического развития РФ, Москва: Минэкономразвития, 2008

Восточные регионы, имеющие для России важное стратегическое и геополитическое значение, будут развиваться более быстрыми темпами. ВРП в среднем по ДФО возрастет с 2007 г. по 2020 г. в инновационном сценарии более чем в 2,5 раза, причем наибольший рост должен быть обеспечен в субъектах РФ, имеющих богатый и привлекательный для бизнеса ресурсный потенциал - это Республика Саха (Якутия), Сахалинская и Амурская области, Камчатский край и др.

В соответствии с Концепцией главной задачей государственной региональной политики является создание благоприятных условий для реализации потенциала развития каждого региона. Для решения этой задачи предусматриваются следующие меры:

- создание условий для развития отраслей экономики и социальной сферы;

- формирование центров опережающего экономического роста;

- оказание дополнительной финансовой поддержки нуждающимся регионам;

- создание максимально благоприятных условий для комплексного социально-экономического развития регионов.

В разрабатываемой СОПСом "Схеме комплексного развития производительных сил, транспорта и энергетики Республики Саха (Якутия) до 2030 года" прогноз социально-экономического развития Республики также дается по трем сценариям, что вызвано существующей неопределенностью внутренних и внешних условий развития региона.

Среднесрочные и долгосрочные перспективы развития республики будут формироваться на фоне развития ряда следующих социально-экономических процессов, тенденций и ограничений для развития Российской Федерации в целом и субъектов РФ Дальневосточного федерального округа:

- негативного воздействия мирового финансового и, как следствие, производственного кризиса на темпы и уровни освоения новых производственных баз и соответственно, на экономический рост;

- усиливающихся ограничений на инвестиционные ресурсы, как в федеральном и региональном бюджетах, так и в российской и мировой банковской сфере;

- резкого усиления конкуренции на внутренних и внешних рынках товаров и услуг, трудовых ресурсов, инвестиций;

- необходимости преодоления ограничений в инфраструктурных отраслях;

- исчерпания имеющихся резервов производственных мощностей и технологических заделов в большинстве отраслей экономики при усилении потребности в активизации инновационно-инвестиционной компоненты роста;

- сокращения населения в трудоспособном возрасте в сочетании с усилением дефицита квалифицированных рабочих и инженерных кадров.

Все предполагаемые в республике проекты отличаются высокой капиталоемкостью, их реализация требует значительных инвестиций в инфраструктурное освоение территории и сильно зависит от возможностей привлечения в регион ресурсов, т.е. от инвестиционной ситуации в национальной экономике, а также мировом рынке инвестиционных ресурсов.

Инерционный сценарий экономического развития республики в целом отражает сохранение действующих в настоящий период тенденций в ключевых отраслях экономики. В течение прогнозного периода ожидается продолжение позитивных сдвигов в отраслевой структуре экономики, отражающих ее инерционную (медленную), но последовательную диверсификацию на фоне крайне неустойчивой конъюнктуры мировых рынков по основным видам добываемых в республике сырьевых ресурсов. Ограниченность федеральных финансовых ресурсов и повышенные риски для частных инвесторов предопределят выборочный характер реализации на ее территории крупных инвестиционных проектов, прежде всего в топливно-энергетическом комплексе и цветной металлургии. Ряд же проектов сможет быть реализован только за пределами 2025-2030 гг.

Энерго-сырьевой сценарий характеризуется теми же признаками, что и инерционный, но представляет по сравнению с ним несколько лучшие инвестиционные и сбытовые условия и предполагает более интенсивную реализацию проектов, имеющих сырьевую направленность.

Инновационный сценарий предусматривает:

- наличие благоприятных внутренних и внешних условий для широкого освоения проектов;

- формирование на территории республики инновационной системы;

- реализацию проектов в высокотехнологичных отраслях, включая глубокую переработку сырья;

- создание новых территориальных комплексов (центров) развития.

Этот сценарий является стратегическим для республики (в дальнейшем именуемый, как инновационно-стратегический сценарий).

В соответствии со Схемой комплексного развития производительных сил, транспорта и энергетики Республики Саха (Якутия) до 2030 г., среднегодовые темпы роста ВРП составят: в инерционно-стратегическом сценарии примерно 103%, в энерго-сырьевом - 104%, в инновационном - 107% (таблица 7.2.5).

Таблица 7.2.5 - Среднегодовые темпы роста экономики республики по сценариям за период 2007-2030 гг.

Сценарий	Среднегодовой темп роста ВРП, %
Инерционный	102,8-103,0
Энерго-сырьевой	104-104,5
Инновационно-стратегический	106,4-107

ВРП в инерционном сценарии развития возрастет к 2030 г. по сравнению с 2008 г. примерно в 1,8 раза (в ценах 2008 г.), в энерго-сырьевом - примерно в 2,5 раза, в инновационно-стратегическом - в 4 раза (таблица 7.2.6, рисунок 7.2.1).

Таблица 7.2.6 - Прогноз производства валового регионального продукта

Сценарий	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030	Рост за период, %
ВРП, млрд. руб. (в ценах 2008 г.)
Инерционный	264	300	348	393	441	485	185
Энерго-сырьевой	264	301	370	506	571	639	240
Инновационно-стратегический	264	306	450	669	813	1035	392
Среднегодовые темпы, %
Инерционный	105	106,6	103,1	102,5	102,3	102,0	103
Энерго-сырьевой	105	106,8	104,2	106,5	102,5	102,3	104
Инновационно-стратегический	105	107,7	108,0	108,3	105,0	105,0	106,5

Источники: Формы стат. отчетности 2П Республики Саха (Якутия); Проект Концепции долгосрочного социально-экономического развития РФ, Москва: Минэкономразвития, 2008

Инновационно-стратегический сценарий задает верхнюю границу социально-экономического развития республики и для ее достижения в рамках прогнозируемого периода все существующие механизмы уже в настоящее время должны быть запущены на полную мощность. Однако, с учетом кризиса охватившего финансовую и производственную сферы мировой и отечественной экономики, практически все субъекты РФ испытывают определенные ограничения и препятствия в реализации текущих планов и стратегий. Не исключением в этом ряду является и Республика Саха (Якутия), для нее становятся реальными проблемы не только с финансированием ряда коммерческих и инфраструктурных проектов, но и со сбытом будущей продукции, ориентированной в большей мере на экспорт. Особенно это касается крупномасштабного экспорта электроэнергии, угля и др. видов энергетической продукции.

"Динамика производства валового регионального продукта" (рис. 7.2.1)

Существует большая неопределенность и с рынком сбыта черных и цветных металлов в России и за ее пределами, причем не только для планируемых новых производств, но и для существующих предприятий. Очевидно, что задача реализации всех крупнейших проектов в республике на максимальном уровне, осложняется. В целях формирования обоснованных и реалистичных подходов к перспективному развитию ТЭК в рамках данной работы наряду с инновационно-стратегическим сценарием социально-экономического развития республики, предложенным СОПСом, рассмотрен и инновационно-умеренный сценарий. С учетом прогнозируемого хода реализации проектов и конъюнктуры рынка оценочные расчеты показали, что ежегодные темпы роста валового регионального продукта по указанному сценарию будут на 0,5-1,5% (в зависимости от периода развития) ниже, чем в инновационно-стратегическом сценарии.

В инновационно-умеренном сценарии развития республики производство валового регионального продукта в 2030 г. составит в ценах 2008 г. 895 млрд. руб., что на 140 млрд. руб. меньше, чем в инновационно-стратегическом и на 255 млрд. руб. больше, чем в энерго-сырьевом сценариях (таблица 7.2.7, рисунок 7.2.2).

Более низкий объем ВРП в инновационно-умеренном сценарии по сравнению с инновационно-стратегическим связан с пониженными уровнями добычи и переработки нефти и газа, добычи угля, производства электроэнергии, а также с пониженным спросом на продукцию черной металлургии и др. ВРП в инновационно-умеренном сценарии возрастет за прогнозируемый период в 3,4 раза, что достаточно близко к росту ВРП в инновационно-стратегическом сценарии (3,9 раза).

Таблица 7.2.7 - Производство валового регионального продукта в инновационных сценариях развития, млрд. руб./год

Сценарий	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030	Рост за период, %
Инновационно-умеренный	264	290	390	565	700	895	340
Инновационно-стратегический	264	306	450	669	813	1035	392

"Производство валового регионального продукта в инновационных сценариях развития" (рис. 7.2.2)

(3) Численность населения

Прогноз численности населения осуществлялся при предположении проведения и в перспективе принятой в настоящее время демографической политики в России и ее регионах, а также основываясь на необходимости создания социальной инфраструктуры (градообразующих поселений) в новых энергопромышленных зонах и отдельных крупных производств преимущественно в Центральном, Западном, Южно-Якутском районах республики.

В соответствии с прогнозом СОПСа, выполненном в мае-июне 2009 г., численность населения во всех трех сценариях будет возрастать. В инерционном и энерго-сырьевом сценариях в 2030 г. она составит 1011 тыс. чел., т.е. и увеличится по сравнению с 2008 г. на 59,6 тыс. чел. или на 6,3%. Среднегодовые темпы роста численности населения по этим сценариям составят 100,3%. В инновационно-стратегическом сценарии прогнозируется рост численности населения со среднегодовым темпом роста 100,4%, который позволит увеличить численность к концу периода до 1041 тыс. чел. (таблица 7.2.8, рисунок 7.2.3)

Таблица 7.2.8 - Прогноз численности населения по сценариям СОПСа, тыс. чел./год

Сценарий	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030	Рост, %
Инерционный и энерго-сырьевой	951,4	952,6	968,6	977,6	996,3	1011	106,4
Инновационно-стратегический	951,4	954,9	984,4	1001	1020	1041	109,6

Источник: Проект "Схемы комплексного развития производительных сил, транспорта и энергетики Республики Саха (Якутия) до 2030 г." (СОПС, июнь, 2009.)

"Прогноз численности населения республики по сценариям СОПСа" (рис. 7.2.3)

В дальнейшем для прогнозных расчетов развития ТЭК по инновационно-стратегическому сценарию численность населения взята на уровне инновационного сценария СОПСа (1041 тыс. чел. в 2030 г.), а для инновационно-умеренного сценария развития ТЭК - на уровне энергосырьевого сценария СОПСа (1011 тыс. чел. в 2030 г.). Прирост численности населения в инновационно-стратегическом сценарии составит к 2030 г. 89,6 тыс. чел., что на 30 тыс. чел. больше, чем в инновационно-умеренном сценарии.

На основе полученных прогнозных показателей ВРП и численности населения рассчитан прогнозный уровень производства ВРП в республике на душу населения по сценариям. Развитие экономики республики по инерционному и энерго-сырьевому сценариям не позволит повысить производство ВРП на душу населения до существующего уровня развитых стран АТР, этот индикатор может достичь их уровня лишь при развитии республики по инновационно-стратегическому и инновационно-умеренному сценариям (таблица 7.2.9).

Таблица 7.2.9 - Производство ВРП на душу населения

Сценарий	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030	Рост за период, %
тыс. руб./чел.
Инерционный	277	315	359	402	443	480	173
Энерго-сырьевой	277	316	382	518	573	632	228
Инновационно-умеренный	277	304	403	578	703	885	319
Инновационно-стратегический	277	320	457	669	797	994	359
тыс. долл./чел.*
Инерционный	9	11	12	13	15	16	173
Энерго-сырьевой	9	11	13	17	19	21	228
Инновационно-умеренный	9	10	13	19	23	30	319
Инновационно-стратегический	9	11	15	22	27	33	359

Примечание - * при курсе доллара 30 руб.

8 Прогноз потребности в топливно-энергетических ресурсах

8.1 Электроэнергия

По согласованию с Правительством Республики Саха (Якутия) перспективное развитие ТЭК разрабатывается для двух сценариев: стратегического и умеренного, соответствующих инновационно-стратегическому и инновационно-умеренному сценариям социально-экономического развития республики.

1) Стратегический сценарий развития ТЭК рассматривается при благоприятных внутренних и внешних условиях реализации намечаемых инвестиционных проектов, когда освоение месторождений и новых производств осуществляется в объемах и в сроки, заданные лицензионными соглашениями, бизнес-планами и технико-экономическими обоснованиями (ТЭО).

2) Умеренный сценарий развития ТЭК рассматривается при менее благоприятных внутренних и внешних условиях реализации намечаемых инвестиционных проектов, вызванных текущим финансово-экономическим кризисом мировой экономики, когда освоение месторождений и новых производств может осуществляться замедленными темами и в более низких объемах.

Таким образом, и тот, и другой сценарии развития ТЭК основываются на инновационной стратегии экономики и реализации практически всех мегапроектов республики, но в разные сроки. Анализ инвестиционных условий и конъюнктуры внутрироссийского и мирового рынков показывает, что реализация некоторых проектов может быть осуществлена с задержкой от 1 года до 5 лет.

Базовыми документами для оценки перспективного уровня электропотребления являлись:

1. Проекты комплексного развития Центрального, Западного, Южного и Восточного районов Якутии (Якутск: Правительство Республики Саха (Якутия), 2008-2009 гг.).

2. Проект Программы развития ТЭК Восточной Сибири и Дальнего Востока на период до 2020 г. (Москва: Министерство энергетики; Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2008 г.).

3. Проект Концепции стратегии развития электроэнергетики Дальнего Востока до 2020 г. (Москва: Министерство энергетики, 2008 г.).

4. Проект Стратегии развития единой энергетической системы Республики Саха (Якутия) до 2030 г. (РАО ЕЭС, ОАО "Сибирский ЭНТЦ", 2007 г.).

5. Отчет "Прогноз потребности в электрической энергии и мощности крупных инвестиционных проектов, намеченных к реализации в Дальневосточном федеральном округе в перспективе до 2020 г." (Москва: ЗАО "АБЭП", 2007 г.).

6. Генеральная схема развития электроэнергетики РФ до 2020 г. (Москва: Министерство энергетики, 2007 г.).

7. Проект Стратегии развития ТЭК Восточной Сибири и Дальнего Востока на период до 2030 г. в увязке с энергетической стратегией России (Минэнерго, Москва; ИСЭМ СО РАН, Иркутск, 2007 г.)

8. Проект Энергетической стратегии России до 2030 г. (Москва: Министерство энергетики, 2008 г.).

Прогноз электропотребления Республики осуществлялся по каждому энергорайону в привязке к реализуемым по сценариям инвестиционным проектам и при предположении роста электропотребления по существующим на сегодняшний день потребителям (с учетом реализации новых малоэлектроемких проектов) в размере 0,5% в год.

При расчете электропотребления* по новым проектам использован нормативный метод, т.е. требуемый объем электроэнергии определялся по объемам производимой продукции в натуральном выражении и удельным расходам электроэнергии на единицу продукции. Подробная информация по расчету электропотребления по энергорайонам и Республике Саха (Якутия) в целом приведена в Приложении 1.4, таблицы П. 1.4.1-П.1.4.4.

(1) Центральный энергорайон

В Центральном энергорайоне предполагается реализация 7 крупных инвестиционных проектов, из них 2 проекта в цветной металлургии, 1 проект в железнодорожном транспорте, 1 - в черной металлургии, 2 - в промышленности строительных материалов и 1 - в газопереработке (производство синтетических моторных топлив), а также развитие поселка Нижний Бестях.

Электропотребление по новым проектам в стратегическом и умеренном сценариях развития ТЭК составит в 2030 г. 2173 млн. кВт. ч. Основное отличие сценариев состоит в различном распределении электропотребления во времени, что связано с разными сроками освоения проектов (таблицы 8.1.1, 8.1.2, Приложение 1.4, таблицы П. 1.4.1, П. 1.4.3).

Наиболее крупными потребителями электроэнергии в Центральном энергорайоне являются: железная дорога Беркакит-Томмот-Якутск (383 млн. кВт. ч.), Нежданинское месторождение золота (196 млн. кВт. ч.), завод по производству синтетических моторных топлив (730 млн. кВт. ч.), освоение полиметаллического месторождения "Верхне-Менкече" (250 млн. кВт. ч.), развитие п. Нижний Бестях (206 млн. кВт. ч.), освоение месторождения по добыче серебра "Эндыбал" (100 млн. кВт. ч.) и др.

В стратегическом сценарии наибольший прирост потребления электроэнергии приходится на 2015-2020 гг. - 1,2 млрд. кВт. ч., в умеренном на этот период приходится 0,5 млрд. кВт. ч., в последующие пятилетки в стратегическом сценарии приросты электропотребления составляют незначительные объемы. В умеренном же сценарии максимальный прирост электропотребления приходится на последнюю пятилетку (около 1 млрд. кВт. ч.).

Таблица 8.1.1 - Потребность в электроэнергии инвестиционных проектов Центрального энергорайона, млн. кВт. ч./год (стратегический сценарий)

Инвестиционный проект	Год
	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Электропотребление, всего, в том числе:	7	13	733	1915	2012	2173
Железная дорога Беркакит-Томмот-Якутск			125	125	222	383
Развитие Нежданинского месторождения золота			95	196	196	196
Свинцово-цинковое месторождение "Сардана"			48	96	96	96
Мини-металлургическое производство мелкосортного проката			98	98	98	98
Строительство кирпичного завода			10	13	13	13
Реконструкция ОАО ПО "Якутцемент"			80	81	81	81
Завод по производству синтетических моторных топлив			180	730	730	730
Развитие п. Нижний Бестях	2	8	78	206	206	206
Освоение месторождения полиметаллов "Верхне-Менкече"				250	250	250
Освоение месторождения серебра "Эндыбал"				100	100	100
Прочие проекты	5	5	19	20	20	20

Таблица 8.1.2 - Потребность в электроэнергии инвестиционных проектов Центрального энергорайона, млн. кВт. ч./год (умеренный сценарий)

Инвестиционный проект	Год
	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Электропотребление, всего, в том числе:	7	13	553	1083	1212	2173
Железная дорога Беркакит-Томмот-Якутск			125	125	172	383
Развитие Нежданинского месторождения золота			95	164	196	196
Свинцово-цинковое месторождение "Сардана"			48	48	48	96
Мини-металлургическое производство мелкосортного проката			98	98	98	98
Строительство кирпичного завода			10	11	11	13
Реконструкция ОАО ПО "Якутцемент"			80	81	81	81
Завод по производству синтетических моторных топлив в Якутске				180	180	730
Развитие п. Нижний Бестях	2	8	78	206	206	206
Освоение месторождения полиметаллов "Верхне-Менкече"				100	150	250
Освоение месторождения серебра "Эндыбал"				50	50	100
Прочие проекты	5	5	19	20	20	20

Суммарная потребность Центрального энергорайона в электроэнергии с учетом существующих потребителей и новых производств составит на уровне 2030 г. в стратегическом к умеренном сценариях 3,6 млрд. кВт. ч., что в 2,8 раза больше современного уровня. Электропотребление по сценариям отличается динамикой его распределения в прогнозируемый период (таблицы 8.1.3, 8.1.4 и рисунок 8.1.1).

Таблица 8.1.3 - Показатели прогноза суммарного потребления электроэнергии в Центральном энергорайоне (стратегический сценарий), млн. кВт. ч./год

Показатель	Год						2030 г. в % к 2008 г.
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Электропотребление, всего	1341	1354	2088	3304	3436	3633	271
в том числе:
Существующие потребители и новые малоэнергоемкие производства	1341	1341	1355	1389	1424	1460	109
Новые крупные проекты		13	733	1915	2012	2173

Таблица 8.1.4 - Показатели прогноза суммарного потребления электроэнергии в Центральном энергорайоне (умеренный сценарий), млн. кВт. ч./год

Показатель	Год						2030 г. в % к 2008 г.
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Электропотребление, всего	1341	1354	1908	2472	2636	3633	271
в том числе:
Существующие потребители и новые малоэнергоемкие	1341	1341	1355	1389	1424	1460	112
производства
Новые крупные проекты		13	553	1083	1212	2173

"Динамика потребности в электроэнергии Центрального района" (рис. 8.1.1)

До 2015 г. среднегодовой темп прироста по стратегическому сценарию составит 6,9%, по умеренному - 5,5%, после 2020 г. - по стратегическому - 3,8%, по умеренному сценарию - 4,4%.

____________________

* Потребность в электроэнергии рассчитывалась по технологическим нормам без учета потерь электроэнергии в сетях и без учета собственных нужд электростанций при дополнительном производстве электроэнергии, т.е. определялось полезное потребление электроэнергии. Потери электроэнергии и ее расход на собственные нужды электростанций учитываются в дальнейшем в соответствующем разделе при расчете необходимых объемов производства электроэнергии.

(2) Западный энергорайон

В Западном энергорайоне предполагается реализация 13 крупных инвестиционных проектов, из них 6 проектов в нефтегазодобыче, 4 проекта - в алмазодобыче, 3 проекта - в нефтегазопереработке, а также развитие поселка Витим. Электропотребление по новым проектам в стратегическом сценарии развития ТЭК составит в 2030 г. 8355 млн. кВт. ч., в умеренном - 4937 млн. кВт. ч. (таблицы 8.1.5, 8.1.6, Приложение 1.4, таблицы П. 1.4.1 - П. 1.4.4).

Таблица 8.1.5 - Потребность в электроэнергии инвестиционных проектов Западного энергорайона, млн. кВт. ч./год (стратегический сценарий)

Инвестиционный проект	Год
	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Электропотребление, всего	135	669	1861	5273	6790	8355
в том числе:
Освоение Талаканского НГКМ	93	280	302	456	546	567
Освоение Иреляхского НГКМ	0,3	4	13	13	13	13
Освоение Центрального блока Средне-Ботуобинского НГКМ	1	49	236	312	316	312
Подземный рудник "Мир"		60	100	110	120	120
Создание лесопромышленного комплекса на юго-западе Якутии (ОАО "Алмазы Анабара")		8	21	21	21	21
Подземный рудник "Удачный"			160	220	250	250
Подземный рудник "Айхал"		10	17	25	25	25
Освоение Чаяндинского НГКМ			67	274	388	459
Развитие Средневилюйское ГКМ	3	3	45	66	108	108
Другие месторождения газа (Мастахское, Среднетюнгское, Отраднинское)		1	22	24	27	29
Газоперерабатывающий завод в г. Ленске				2520	3780	5250
Нефтеперерабатывающий завод в г. Ленске				160	160	160
Объекты нефтепровода ВСТО	35	138	501	690	690	690
Установка по переработке конденсата в п. Кысыл-Сыр Вилюйского улуса			300	300	300	300
Развитие п. Витим	2	6	11	14	18	23
Прочие проекты			3	3	3	3

Таблица 8.1.6 - Потребность в электроэнергии инвестиционных проектов

Инвестиционный проект	Год
	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Электропотребление, всего	132	451	1489	2270	2413	4937
в том числе:
Освоение Талаканского НГКМ (с учетом Алинского НГКМ)	93	147	375	421	383	276
Освоение Центрального блока Средне-Ботуобинского НГКМ	2	42	104	208	208	195
Подземный рудник "Мир"		160	160	200	200	200
Создание лесопромышленного комплекса на юго-западе Якутии (ОАО "Алмазы Анабара")		8	21	21	21	21
Подземный рудник "Удачный"			160	200	200	200
Подземный рудник "Айхал"		20	20	20	20	20
Освоение Чаяндинского НГКМ			20	192	353	408
Развитие Средневилюйское ГКМ				15	16	16
Газоперерабатывающий завод в г. Ленске						2520
Нефтеперерабатывающий завод в г. Ленске				160	160	160
Объекты нефтепровода ВСТО	35	69	315	517	532	594
Установка по переработке конденсата в п. Кысыл-Сыр Вилюйск улуса			300	300	300	300
Развитие п. Витим	2	6	11	13	17	23
Прочие проекты			6	6	6	6

Наиболее крупными потребителями электроэнергии в Западном энергорайоне являются: Талаканское НГКМ (567 млн. кВт*ч.), Чаяндинское НГКМ (459 млн. кВт*ч.), объекты нефтепровода ВСТО (690 млн. кВт*ч.), газоперерабатывающий завод в г. Ленске (5250 млн. кВт*ч.), установка по переработке конденсата в п. Кысыл-Сыр Вилюйского улуса (300 млн. кВт. ч.), Центральный блок Средне-Ботуобинского НГКМ (312 млн. кВт*ч.), рудники "Мир" (200 млн. кВт*ч.) и "Удачный" (200 млн. кВт*ч.). В Западном энергорайоне по АК "АЛРОСА" (ЗАО) прироста потребности в электроэнергии при переходе на подземную добычу алмазной руды не ожидается в связи с газификацией котельных в п. Айхал и внедрением энергосберегающих технологий согласно программе энергосбережения.

В стратегическом сценарии наибольший прирост потребления электроэнергии приходится на 2015-2020 гг. - 3,4 млрд. кВт. ч., а в умеренном в 2025-2030 гг. (2,5 млрд. кВт. ч.).

Суммарная потребность Западного энергорайона в электроэнергии с учетом существующих потребителей и новых производств составит на уровне 2030 г.: в стратегическом сценарии - 11,1 млрд. кВт. ч., в умеренном сценарии - 7,7 млрд. кВт. ч. (таблицы 8.1.7, 8.1.8, рисунок 8.1.2).

До 2015 г. среднегодовой темп прироста по стратегическому сценарию составит 5,6%, по умеренному - 4,9%, после 2020 г. - по стратегическому - 6,8%, по умеренному сценарию - 6,7%.

Таблица 8.1.7 - Показатели прогноза суммарного потребления электроэнергии в Западном энергорайоне (стратегический сценарий), млн. кВт. ч./год

Показатель	Год						2030 г. в % к 2008 г.
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Электропотребление, всего	2667	3252	4398	7876	9458	11090	416
в том числе:
Существующие потребители и новые малоэнергоемкие производства	2667	2583	2538	2602	2668	2735	103
Новые крупные проекты		669	1861	5273	6790	8355

Таблица 8.1.8 - Показатели прогноза суммарного потребления электроэнергии в Западном энергорайоне (умеренный сценарий), млн. кВт. ч./год

Показатель	Год						2030 г. в % к 2008 г.
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Электропотребление, всего	2667	3035	4027	4872	5081	7671	288
в том числе:
Существующие потребители и новые малоэнергоемкие производства	2667	2583	2538	2602	2668	2735	103
Новые крупные проекты		451	1489	2270	2413	4937

"Динамика потребности в электроэнергии Западного энергорайона" (рис. 8.1.2)

(3) Южно-Якутский энергорайон

Электропотребление в Южно-Якутском энергорайоне в перспективе будет тесно связано с реализацией комплексного инвестиционного проекта "Комплексное развитие Южной Якутии" (далее - Проект).

В основу формирования Проекта положен кластерный подход, который включает взаимосвязанные инвестиционные проекты, предусматривающие скоординированное проектирование и строительство крупных объектов промышленности, электросетевой и транспортной инфраструктуры.

Инициатором Проекта выступило открытое акционерное общество "Корпорация развития Южной Якутии" (ОАО "Южно-Якутская Корпорация"), Государственный координатор Проекта - Правительство Республики Саха (Якутия).

Ответственными исполнителями по Проекту являются: Министерство энергетики РФ, Государственная корпорация по атомной энергии "Росатом", Федеральное агентство железнодорожного транспорта, Федеральное агентство автодорожного транспорта.

К основным инвесторам проектов относятся:

- Канкунская ГЭС - ОАО "Южно-Якутский ГЭК", дочернее зависимое общество ОАО "РусГидро", проект реализуется при господдержке из Инвестиционного фонда;

- Эльконский урановый горно-металлургический комбинат - ОАО "Атомредмедзолото" (реализуется при господдержке из Инвестиционного фонда);

- Южно-Якутское железорудное горно-металлургическое объединение, включающее Тарыннахский и Таежный ГОКи - ОАО "Инвестиционная группа "АЛРОСА");

- Селигдарский апатитовый горно-химический комплекс - ОАО "Инвестиционная группа "AJIPOCA";

- Инаглинский угольный комплекс - ЗАО "Якутские угли - Новые технологии" (ООО "Колмар"),

В Южно-Якутском энергорайоне предполагается реализация 16 крупных инвестиционных проектов, из них 7 проектов по добыче угля, 3 проекта по освоению железорудных месторождений, 3 - по цветной металлургии, 2 - по транспорту и др. В зависимости от сроков и уровня освоения проектов, электропотребление по новым проектам в стратегическом сценарии развития ТЭК составит в 2030 г. 8248 млн. кВт. ч., в умеренном - 6826 млн. кВт. ч. (таблицы 8.1.9, 8.1.10, Приложение 1.4, таблицы П. 1.4.1-П. 1.4.4).

Наиболее крупными потребителями электроэнергии в Южно-Якутском энергорайоне являются: Эльгинское месторождение каменного угля (750 млн. кВт. ч.), ГОК "Таежный" (640 млн. кВт. ч.), ГОК "Тарыннахский" (1600 млн. кВт. ч.), золотоурановое месторождение Эльконской группы (783 млн. кВт. ч.), объекты нефтепровода ВСТО (690 млн. кВт. ч.), металлургический комбинат на базе железных руд Южной Якутии в Нерюнгри (2000 млн. кВт. ч.).

Таблица 8.1.9 - Потребность в электроэнергии инвестиционных проектов Южно-Якутского энергорайона, млн. кВт. ч./год (стратегический сценарий)

Инвестиционный проект	Год
	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Электропотребление, всего, в том числе:	6	138	1859	5651	7262	8248
Шахты:
- Чульмаканская (ООО СП "Эрчим-Тхан")			21	27	27	32
- Денисовская (ОАО УК "Нерюнгриуголь")		15	45	75	150	120
- Холодниканская (ОАО ХК "Якутуголь")			15	45	45	45
- Локучакитская (ООО "Долгучан")			24	30	30	60
- Инаглинская (ЗАО "Якутские угли - новые технологии)			68	73	70	70
Малые разрезы Нерюнгри			4	10,8	12,8	20
Освоение Эльгинского месторождения каменного угля (ОАО ХК "Якутуголь")			338	563	750	750
Строительство ж/д Улак-Эльга			43	71	95	95
Освоение Куранахского рудного поля		117	186	186	186	186
Добыча золота на Нижнеякокитском рудном поле	6	6	6	6	6	6
Объекты нефтепровода ВСТО			363	690	690	690
Строительство ГОКа "Таежный" (на базе Таежного и Десовского месторождений железных руд)			421	512	656	656
Освоение Селигдарского месторождения апатитов				179	179	179
Освоение золотоурановых месторождений Эльконской группы			313	313	626	783
Строительство ГОКа "Тарыннахский", на базе Тарыннахского и Горкитского месторождений железных руд				800	1600	2352
Строительство ж/д Хани (Икабьекан) - Тарыннахский ГОК - Олекминск			11	68	135	203
Создание металлургического комбината на базе железной руды Южной Якутии в Нерюнгри				2000	2000	2000
Прочие проекты			1	3	3	3

В стратегическом сценарии наибольший прирост потребления электроэнергии приходится на 2015-2020 гг. - почти 3,8 млрд. кВт. ч., в умеренном на этот период приходится 1,5 млрд. кВт. ч., в последующую пятилетку (2021-2025 гг.) прирост составляет соответственно 1,6 и 2,3 млрд. кВт. ч. Динамика электропотребления по сценариям показывает, что в умеренном она распределена по периодам более равномерно, чем в стратегическом.

Таблица 8.1.10 - Потребность в электроэнергии инвестиционных проектов Южно-Якутского энергорайона, млн. кВт. ч./год (умеренный сценарий)

Инвестиционный проект	Год
	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Электропотребление, всего, в том числе:	6	7	1302	2801	5107	6826
Шахты:
- Чульмаканская (ООО СП "Эрчим-Тхан")					27	32
- Денисовская (ОАО УК "Нерюнгриуголь")			75	81	90	90
- Холодниканская (ОАО ХК "Якутуголь")				15	30	30
- Локучакитская (ООО "Долгучан")			6	15	15	30
- Инаглинская (ЗАО "Якутские угли - новые технологии")			20	40	40	40
Освоение Эльгинского месторождения каменного угля (ОАО ХК "Якутуголь")			65	338	563	750
Строительство ж/д Улак-Эльга			8	43	71	95
Освоение Куранахского рудного поля			186	186	186	186
Добыча золота на Нижнеякокитском рудном поле	6	6	6	6	6	6
Объекты нефтепровода ВСТО			194	495	515	591
Строительство ГОКа "Таежный" (на базе Таежного и Десовского месторождений железной руды)			421	512	640	640
Освоение Селигдарского месторождения апатитов				179	179	179
Освоение золотоурановых месторождений Эльконской группы			313	313	626	783
Строительство ГОКа "Тарыннахский", на базе Тарыннахского и Горкитского месторождений железной руды				512	800	1600
Строительство ж/д Хани (Икабьекан) - Тарыннахский ГОК - Олекминск				54	108	162
Создание металлургического комбината на базе месторождений железной руды Южной Якутии (Нерюнгри)					1200	1600
Прочие проекты		1	7	12	12	12

Суммарная потребность Южно-Якутского энергорайона в электроэнергии с учетом существующих потребителей и новых крупных производств составит на уровне 2030 г.: в стратегическом сценарии - 9,1 млрд. кВт. ч., в умеренном сценарии - 7,7 млрд. кВт. ч. (таблицы 8.1.11, 8.1.12 и рисунок 8.1.3).

До 2015 г. среднегодовой темп прироста в стратегическом сценарии составит 14,1%, в умеренном - 11,4%, а после 2020 г. и в стратегическом, и в умеренном сценариях - 8,3%.

Снижение электропотребления по существующим потребителям связано с отработкой к 2025 г. Нерюнгинского# разреза.

Таблица 8.1.11 - Показатели прогноза суммарного потребления электроэнергии в Южно-Якутском энергорайоне (стратегический сценарий), млн. кВт. ч./год

Показатель	Год						2030 г. в % к 2008 г.
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Электропотребление, всего	1013	1161	2908	6697	8100	9095	898
в том числе:
Существующие потребители
и новые малоэнергоемкие	1013	1023	1049	1046	838	848	84
производства
Новые крупные проекты		138	1859	5651	7262	8248

Таблица 8.1.12 - Показатели прогноза суммарного потребления электроэнергии в Южно-Якутском энергорайоне (умеренный сценарий), млн. кВт. ч./год

Показатель	Год						2030 г. в % к 2008 г.
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Электропотребление, всего	1013	1030	2351	3846	5946	7673	757
в том числе:
Существующие потребители
и новые малоэнергоемкие	1013	1023	1049	1046	838	848	84
производства
Новые крупные проекты		7	1302	2801	5107	6826

"Динамика потребности в электроэнергии Южно-Якутского энергорайона" (рис. 8.1.3)

(4) Северный энергорайон

В Северном энергорайоне предполагается реализация 5 крупных инвестиционных проектов, из них 4 проекта в цветной металлургии и 1 - в алмазодобыче. Предполагается, что реализация проектов будет осуществляться в соответствии с лицензионными условиями, как в стратегическом, так и в умеренном сценариях. Электропотребление по новым проектам составит в 2030 г. 430 млн. кВт. ч. (таблица 8.1.13, Приложение 1.4, таблицы П. 1.4.1, П. 1.4.3).

Таблица 8.1.13 - Потребность в электроэнергии инвестиционных проектов Северного энергорайона, млн. кВт. ч./год

Инвестиционный проект	Год
	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Электропотребление, всего	1	1	151	346	430	430
в том числе:
Освоение Кючусского месторождения золота (Усть-Янский улус)			93	111	111	111
Разработка ниобий-редкоземельного месторождения "Томтор" (Оленекский улус)				135	135	135
Разработка Верхне-Мунского месторождения алмазов (Оленекский улус)				42	126	126
Освоение месторождения "Прогноз" (серебро, цинк, свинец) (Верхоянский улус)			57	57	57	57
Освоение Сентачанского золотосурьмяного
месторождения и строительство в п. Усть-Нера металлургического цеха на базе ООО "Звезда"	1	1	1	1	1	1

Суммарная потребность Северного энергорайона в электроэнергии с учетом существующих потребителей и новых производств составит на уровне 2030 г. в стратегическом и умеренном сценариях 790 млн. кВт. ч. (таблица 8.1.14).

Таблица 8.1.14 - Показатели прогноза суммарного потребления электроэнергии в Северном энергорайоне, млн. кВт. ч./год

Показатель	Год						2030 г. в % к 2008 г.
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Электропотребление, всего	337	340	495	696	785	790	234
в том числе:
Существующие потребители и новые малоэнергоемкие производства	337	339	344	349	355	360	107
Новые крупные проекты		1	151	346	430	430

До 2015 г. среднегодовой темп прироста электропотребления составит 5,7%, после 2020 г. - 3,2%.

(5) Суммарное электропотребление в республике

Общее полезное электропотребление в Республике Саха (Якутия) с учетом распределения электроэнергии, потребляемой межрайонными проектами, между Южно-Якутским и Западным энергорайонами составит в 2030 г.: в стратегическом сценарии 24608 млн. кВт. ч., в умеренном сценарии - 19767 млн. кВт. ч. (таблицы 8.1.15 и 8.1.16, рисунок 8.1.4).

Таблица 8.1.15 - Показатели прогноза полезного потребления электроэнергии (стратегический сценарий), млн. кВт. ч.

Энергорайон	Год						2030 г. в % к 2008 г.
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Электропотребление, всего	5357	6107	9889	18573	21779	24608	459
в том числе по энергорайонам:
Центральный	1341	1354	2088	3304	3436	3633	271
Западный	2667	3252	4398	7876	9458	11090	416
Южно-Якутский	1013	1161	2908	6697	8100	9095	898
Северный	337	340	495	696	785	790	234

ГАРАНТ:

Здесь и далее по тексту нумерация таблиц приводится в соответствии с источником

Таблица 3.1.16 - Показатели прогноза полезного потребления электроэнергии (умеренный сценарий), млн. кВт. ч./год

Энергорайон	Год						2030 г. в % к 2008 г.
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Электропотребление, всего	5357	5759	8781	11886	14448	19767	369
в том числе по энергорайонам:
Центральный	1341	1354	1908	2472	2636	3633	271
Западный	2667	3035	4027	4872	5081	7671	288
Южно-Якутский	1013	1030	2351	3846	5946	7673	757
Северный	337	340	495	696	785	790	234

"Динамика полезного электропотребления" (рис. 8.1.4)

В перспективе в структуре электропотреблении республики наибольший удельный вес будут занимать Западный и Южно-Якутский энергорайоны: в стратегическом сценарии их доля на уровне 2030 г. оставит соответственно 45% и 37%, в умеренном - 39% и 39% (таблицы 8.1.17 и 8.1.18).

Таблица 3.1.17 - Структура полезного электропотребления по энергорайонам (стратегический сценарий), %

Энергорайон	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Электропотребление, всего	100	100	100	100	100	100
в том числе по энергорайонам:
Центральный	25	22	21	18	16	15
Западный	50	53	44	42	43	45
Южно-Якутский	19	19	29	36	37	37
Северный	6	6	5	4	4	3

Таблица 8.1.18 - Структура полезного электропотребления по энергорайонам (умеренный сценарий), %

Энергорайон	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Электропотребление, всего	100	100	100	100	100	100
в том числе по энергорайонам:
Центральный	25	23	22	21	18	18
Западный	50	53	46	41	35	39
Южно-Якутский	19	18	27	32	41	39
Северный	6	6	6	6	5	4

В связи с реализацией в республике крупных электроемких инвестиционных проектов электроемкость валового регионального продукта возрастет: в стратегическом сценарии экономики и ТЭК с 20 кВт. ч./тыс. руб. в 2008 г. до 28 кВт. ч./тыс. руб. в 2020 г., в умеренном - с 20 кВт. ч./тыс. руб. в 2008 г. до 23 кВт. ч./тыс. руб. в 2015 г., а на уровне 2030 г. показатели электроемкости по сценариям существенно сблизятся (таблица 8.1.19, рисунок 8.1.5).

Таблица 8.1.19 - Электроемкость ВРП, кВт. ч./тыс. руб.

Сценарий	Год						2030 г. в % к 2008 г.
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Стратегический	20	20	23	28	27	24	120
Умеренный	20	20	23	21	21	22	110

"Динамика изменения электроемкости ВРП" (рис. 8.1.5)

8.2 Теплоэнергия

К числу основных факторов, определяющих перспективный спрос на тепловую энергию, относятся: динамика изменения численности населения, общая площадь жилых помещений, общая площадь отапливаемых площадей в сфере услуг, динамика ВРП, уровни промышленного и сельскохозяйственного производства и загрузка производственных мощностей, объемы строительства и транспортных услуг и др. Кроме того, на уровень теплопотребления в рассматриваемой перспективе существенное влияние оказывают организационные и технические мероприятия: политика в сфере ценообразования на тепловую энергию, структурные изменения в теплоснабжении городов (централизованное, децентрализованное); планируемые меры повышения энергоэффективности во всех элементах системы теплоснабжения и др.

(1) Прогноз численности населения по энергорайонам

Как было показано в разделе 7.2 численность населения на уровне 2030 г. в инновационно-стратегическом сценарии развития республики составит 1041 тыс. чел., в инновационно-умеренном - 1011 тыс. чел. (таблица 8.2.1).

Как следует из таблицы 8.2.1, численность населения республики за рассматриваемый период увеличится по сценариям соответственно на 6,3% и на 9,4%. Основной прирост населения ожидается в, Южно-Якутском, Западном и Центральном энергорайонах - 5-13%. Динамика изменения численности населения в Северном энергорайоне для двух рассматриваемых сценариев неизменна и составит 2%. Прогноз численности населения по улусам приведен в Приложении 2.2, таблица П. 2.2.1.

Таблица 8.2.1 - Прогноз численности населения, тыс. чел./год

Республика, энергорайон	Год
	2008*	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Инновационно-умеренный сценарий развития экономики
Республика, всего	951,4	950	952,6	968,6	977,6	996,3	1011
в том числе по энергорайонам:
Центральный	487,2	487	488	496,5	501	506,9	511,5
Западный	217,3	217,2	218	221,3	224	227,8	230,3
Южно-Якутский	159,6	158,5	159,2	162,6	164,3	173	180,2
Северный	87,3	87,3	87,4	88,2	88,3	88,6	89
Инновационно-стратегический сценарий развития экономики
Республика, всего	951,4	950	954,9	984,4	1001	1020	1041
в том числе по энергорайонам:
Центральный	487,2	487	489	503,8	514,1	523,1	531
Западный	217,3	217,2	218	224,8	230,4	235,1	239,1
Южно-Якутский	159,6	158,5	159,9	167,6	168,2	173,1	181,9
Северный	87,3	87,3	88	88,2	88,3	88,7	89

Примечание - * по данным на 01.01.2008 г.

2) Прогноз обеспеченности населения жильем

Жилой фонд республики на начало 2008 г. составлял 18794,9 тыс. м2. При этом около 17% (3185 тыс. м2) жилой площади в республике имеет износ выше 65% (таблица 8.2.2). До 2030 г. планируется вывести из эксплуатации этот ветхий и аварийный жилой фонд. Средний годовой объем вывода ветхого и аварийного жилого фонда составит 145 тыс. м2.

Таблица 8.2.2 - Планируемый вывод из эксплуатации ветхого и аварийного жилья, тыс. м2/год

Республика, энергорайон	Период						Всего за 2009-2030 гг.
	2009	2010	2015	2016-2020	2021-2025	2026-2030
Республика, всего	144,8	144,8	144,8	723,8	723,8	723,8	3184,9
в том числе по энергорайонам:
Центральный	57,1	57,1	57,1	285,5	285,5	285,5	1256,2
Западный	43,5	43,5	43,5	217,5	217,5	217,5	957,1
Южно-Якутский	26,9	26,9	26,9	134,3	134,3	134,3	591,0
Северный	17,3	17,3	17,3	86,5	86,5	86,5	380,6

Ввод в действие жилых домов на конец 2008 г. составил 318,3 тыс. м2 (таблица 8.2.3), из них 180,4 тыс. м2 введено в эксплуатацию в г. Якутске. Средний ежегодный ввод жилой площади за рассматриваемый период составит 383-424 тыс. м2. По данным "Республиканской целевой программы "Жилище" на 2007-2009 годы" ввод новых жилых домов в 2009 г. должен составить 370 тыс. м2, но в связи с изменяющимися экономическими условиями такой уровень ввода жилой площади принят на 2010 г.

Таблица 8.2.3 - Планируемый ввод жилой площади, тыс. м2/год

Республика, энергорайон	Год, период
	2008	2009	2010	2015	2016-2020	2021-2025	2026-2030
Инновационно-умеренный сценарий развития экономики
Республика, всего	318,3	332,9	352,2	409,6	1957	1848	1743
в том числе по энергорайонам:
Центральный	249,5	249,3	227,9	229,9	968,5	859,5	754,5
Западный	42,6	47,3	54	76	505	505	505
Южно-Якутский	15,9	22	50	73	330	330	330
Северный	10,3	14,3	20,3	30,7	153,5	153,5	153,5
Инновационно-стратегический сценарий развития экономики
Республика, всего	318,3	332,9	364,2	447,6	2241	2103	1933
в том числе по энергорайонам:
Центральный	249,5	249,3	234,9	247,9	1147,5	1009,5	854,5
Западный	42,6	47,3	64	86	570	570	555
Южно-Якутский	15,9	22	45	83	370	370	370
Северный	10,3	14,3	20,3	30,7	153,5	153,5	153,5

В дальнейшем прогноз ввода жилой площади выполнен в зависимости от прогнозируемой численности населения и достигаемого уровня обеспеченности жильем. После 2015 г. ожидается некоторое уменьшение ввода жилой площади в связи со снижением темпов строительства жилого фонда в г. Якутске (рисунок 8.2.1).

Основными целевыми показателями республиканской жилищной политики в долгосрочной перспективе являются: достижение средней обеспеченности жильем около 21 м2 общей площади на человека в 2015 г. и до 25 м2 общей площади на человека к 2030 г. (таблица 8.2.4), что потребует ежегодного ввода жилья в объеме 8,4-9 м2 на душу населения с учетом полного выведения в среднесрочной перспективе из существующего жилищного фонда аварийного и ветхого жилья. Для инновационного сценария развития республики независимо от вариантов реализации обеспеченность жильем принята одинаковой.

К 2030 г. общая жилая площадь должна увеличиться на 34,4-39,2% по сравнению с уровнем 2008 г.

Прогноз уровней теплопотребления выполнен по энергорайонам для двух сценариев развития топливно-энергетического комплекса: умеренного и стратегического с выделением централизованного и децентрализованного секторов теплоснабжения.

"Ежегодные объемы ввода новой жилой площади и вывода из эксплуатации ветхого и аварийного жилья" (рис. 8.2.1)

Таблица 8.2.4 - Динамика увеличения жилой площади и обеспеченности жильем

Показатель	Год
	2008	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Инновационно-умеренный сценарий развития экономики
Жилая площадь, млн. м2	18,8	19,0	19,2	20,7	21,9	23,1	25,3
Обеспеченность жильем, м2/чел.	19,8	19,9	20,0	21,3	22,4	23,3	25,3
Инновационно-стратегический сценарий развития экономики
Жилая площадь, млн. м2	18,8	19,0	19,2	20,9	22,4	23,8	26,2
Обеспеченность жильем, м2/чел.	19,8	19,9	20,0	21,3	22,4	23,3	25,3

(3) Прогноз теплопотребления по энергорайонам

Центральный энергорайон

Численность населения в Центральном энергорайоне в период до 2030 г. увеличится по сценариям на 5-9% (см. таблицу П. 2.2.1 Приложения 2.2). В рассматриваемый период необходимо вывести из эксплуатации 1256 тыс. м2 ветхого и аварийного жилья. Средний ежегодный темп строительства в энергорайоне составит 191-213 тыс. м2. При этом средняя обеспеченность жителей района жилой площадью к концу рассматриваемого периода достигнет 25,5 м2/чел.

Рост теплопотребления в энергорайоне в значительной степени будет связан с развитием промышленных производств: разработкой угольных и золотоносных месторождений, организацией лесопромышленного и металлургического производств, строительством кирпичного завода и т.д. Теплопотребление по новым промышленным проектами к 2030 г. достигнет 122-145 тыс. Гкал, что составит только 7,6-8,9% от суммарной тепловой потребности промышленности (таблица 8.2.5, Приложение 2.2, таблица П. 2.2.2).

Таблица 8.2.5 - Потребность в тепловой энергии новых промышленных проектов в Центральном энергорайоне, тыс. Гкал/год

Сценарий	Год
	2007	2008	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный	14,4	14,4	14,4	14,4	51,4	67,5	67,5	121,9
Стратегический	14,4	14,4	16,3	16,3	77,1	145,4	145,4	145,4

Основным потребителем тепловой энергии в энергорайоне останется непроизводственная сфера и население (таблица П. 2.2.3 Приложения 2.2).

Потребление тепловой энергии в Центральном энергорайоне увеличится к 2010 г. на 3,2-3,4% (7,0 млн. Гкал), к 2020 г. - на 14,6-19,1% (7,8-8,1 млн. Гкал), к 2030 г. - на 23,6-29,3% (8,4-8,8 млн. Гкал) по сравнению с уровнем 2007 г. (таблица 8.2.6). Причем, потребление тепловой энергии населением к 2030 г. увеличится на 41,5-48,2%, коммунально-бытовым сектором - на 9,2-14,3%, промышленностью - на 20-21,8%.

Таблица 8.2.6 - Прогноз потребления тепловой энергии в Центральном энергорайоне, тыс. Гкал/год

Сектор потребления	Год
	2007	2008	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный сценарий
Потребление тепловой энергии, всего, в том числе:	6794	6810	6929	7011	7442	7788	8081	8396
- в централизованном секторе	5074	5089	5207	5287	5710	6002	6241	6502
Сектор потребления	Год
	2007	2008	2009	2010	2015	2020	2025	2030
население	2526	2531	2606	2674	3012	3232	3421	3575
коммунально-бытовые нужды	1212	1215	1251	1257	1271	1292	1307	1323
промышленность	1336	1343	1350	1356	1427	1478	1513	1604
- в децентрализованном секторе	1720	1721	1722	1723	1732	1786	1840	1894
население и социальная сфера	1720	1721	1722	1723	1732	1786	1840	1894
Стратегический сценарий
Потребление тепловой энергии, всего, в том числе:	6794	6810	6931	7028	7572	8089	8458	8787
- в централизованном секторе	5074	5089	5209	5292	5765	6196	6504	6755
население	2526	2531	2606	2676	3033	3314	3555	3743
коммунально-бытовые нужды	1212	1215	1251	1258	1280	1326	1358	1385
промышленность	1336	1343	1352	1358	1453	1556	1591	1627
- в децентрализованном секторе	1720	1721	1722	1735	1807	1893	1954	2032
население и социальная сфера	1720	1721	1722	1735	1807	1893	1954	2032

Структура теплопотребления в централизованном секторе теплоснабжения Центрального энергорайона к 2030 г. изменится в сторону увеличения доли теплопотребления населения. В настоящее время теплопотребление коммунально-бытовым сектором составляет 48% от теплопотребления населения, что значительно превышает нормативное значение (25%). К концу рассматриваемого периода планируется нормализовать уровень теплопотребления данным сектором путем энергосбережения. При этом доля коммунально-бытового сектора в суммарном теплопотреблении сократится и составит 20,5% (рисунок 8.2.2).

"Динамика и структура теплопотребления в Центральном энергорайоне" (рис. 8.2.2)

Западный энергорайон

Население в Западном энергорайоне в период до 2030 г. увеличится по сценариям на 6-10% (см. таблицу П. 2.2.1 Приложения 2.2). В рассматриваемый период необходимо вывести из эксплуатации 957 тыс. м2 ветхого и аварийного жилья. Средний ежегодный темп строительства в данном районе составит 98-108 тыс. м2. При этом средняя обеспеченность жителей района жилой площадью к концу рассматриваемого периода достигнет 24,4 м2/чел. Рост теплопотребления в энергорайоне в значительной степени обусловлен развитием промышленных производств: разработка рудников алмазов, освоение Талаканского, Среднетюнгского, Таас-Юряхского НГК месторождений, строительство газоперерабатывающего и газохимического комплексов в г. Ленске, строительство объектов нефтепровода ВСТО и магистрального газопровода и т.д. Потребность в тепловой энергии новыми промышленными проектами к 2030 г. достигнет 768-880 тыс. Гкал (таблица 8.2.7, таблица П. 2.2.2 Приложения 2.2), что составит только 25,9-28,6% от суммарной тепловой потребности промышленности.

Таблица 8.2.7 - Потребность в тепловой энергии новых промышленных проектов в Западном энергорайоне, тыс. Гкал/год

Сценарий	Год
	2007	2008	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный	0,2	0,2	33,6	188,2	534,1	734,8	742,0	767,5
Стратегический	0,2	0,2	33,6	247,9	647,9	850,9	873,4	880,4

Потребление тепловой энергии в Западном энергорайоне увеличится к 2010 г. на 5,6-7,2% (4,7 млн. Гкал), к 2020 г. - на 27,3-33,0% (5,6-5,9 млн. Гкал), к 2030 г. - на 37,9-44,6% (6,1-6,4 млн. Гкал) по сравнению с уровнем 2007 г. (таблица 8.2.8).

Таблица 8.2.8 - Прогноз потребления тепловой энергии в Западном энергорайоне, тыс. Гкал/год

Сектор потребления	Год
	2007	2008	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный сценарий
Потребление тепловой энергии, всего, в том числе:	4405	4421	4475	4653	5225	5607	5834	6076
- в централизованном секторе	3593	3609	3662	3839	4408	4764	4965	5182
население	1102	1106	1113	1123	1263	1363	1484	1605
коммунально-бытовые нужды	529	531	534	536	569	573	594	610
промышленность	1962	1972	2015	2180	2576	2828	2887	2967
- в децентрализованном секторе	812	812	813	814	818	843	869	894
население и социальная сфера	812	812	813	814	818	843	869	894
Стратегический сценарий
Потребление тепловой энергии, всего, в том числе:	4405	4421	4475	4723	5405	5859	6129	6370
- в централизованном секторе	3593	3609	3662	3904	4552	4979	5206	5410
население	1102	1106	1113	1127	1284	1433	1563	1689
коммунально-бытовые нужды	529	531	534	537	578	602	625	642
промышленность	1962	1972	2015	2240	2690	2944	3018	3079
- в децентрализованном секторе	812	812	813	819	853	880	922	960
население и социальная сфера	812	812	813	819	853	880	922	960

В 2007 г. в структуре теплопотребления централизованного сектора наибольшую долю составила промышленность и население - 54,6% и 30,7%, доля коммунально-бытового сектора - 14,7% (рисунок 8.2.3). К 2030 г. теплопотребление промышленностью увеличится на 51-57% по сравнению с уровнем 2007 г.

"Динамика и структура теплопотребления в Западном энергорайоне" (рис. 8.2.3)

Уровень теплопотребления населением в централизованном секторе теплоснабжения Западного энергорайона к 2030 г. увеличится на 45,6-53,3%, коммунально-бытовым сектором - на 15,3-21,4%.

Структура потребления тепловой энергии в централизованном секторе теплоснабжения изменится незначительно: доля промышленности возрастет до 56-57%.

Уровень теплопотребления населением и социальной сферой в секторе децентрализованного теплоснабжения к 2030 г. увеличится на 10-18,1%. Доля данных потребителей тепловой энергии в общей структуре теплопотребления за рассматриваемый период сократится с 18,4% до 14,7 - 15,1%.

Южно-Якутский энергорайон

Население в Южно-Якутском энергорайоне в период до 2030 г. увеличится на 13-14% (см. таблицу П. 2.2.1, Приложения 2.2), из эксплуатации необходимо вывести 591 тыс. м2 ветхого и аварийного жилья, средний ежегодный темп строительства в данном районе составит 65-73 тыс. м2, средняя обеспеченность жителей района жилой площадью к концу рассматриваемого периода достигнет 26,5 м2/чел.

На рост теплопотребления в энергорайоне наиболее значимое влияние окажет развитие промышленности: расширение угледобывающих предприятий Нерюнгринского района, освоение Эльгинского месторождения каменного угля, строительство "Таежного" и "Тарыннахского" горнообогатительных комбинатов, Селигдарского горно-химического комплекса, строительство объектов нефтепровода ВСТО и магистрального газопровода, завода синтетических моторных топлив и т.д. Потребность в тепловой энергии новыми промышленными проектами к 2030 г. достигнет 1816-2007 тыс. Гкал, что составит 55-57% от суммарной потребности в тепловой энергии промышленности (таблица 8.2.9, таблица П. 2.2.2 Приложения 2.2).

Таблица 8.2.9 - Потребность в тепловой энергии новых промышленных проектов в Южно-Якутском энергорайоне, тыс. Гкал/год

Сценарий	Год
	2007	2008	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный	2,5	2,5	2,8	3,4	399	1028	1439	1816
Стратегический	2,5	2,5	2,74	18,24	732	1407	1830	2007

Потребление тепловой энергии в энергорайоне увеличится к 2010 г. на 1,2-1,7% (3,8 млн. Гкал), к 2020 г. - на 35,4-50,0% (5,0-5,6 млн. Гкал), к 2030 г. - на 63,2-73,1% (6,1-6,4 млн. Гкал) по сравнению с уровнем 2007 г. (таблица 8.2.10).

Таблица 8.2.10 - Прогноз потребления тепловой энергии в Южно-Якутском энергорайоне, тыс. Гкал/год

Сектор потребления	Год
	2007	2008	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный сценарий
Потребление тепловой энергии, всего, в том числе:	3719	3732	3742	3763	4302	5034	5567	6069
- в централизованном секторе	3469	3482	3492	3512	4050	4775	5300	5794
население	1225	1227	1228	1236	1321	1366	1425	1485
коммунально-бытовые нужды	586	589	589	593	608	615	627	638
промышленность	1658	1666	1674	1683	2121	2794	3248	3671
- в децентрализованном секторе	250	250	250	250	252	260	267	275
население и социальная сфера	250	250	250	250	252	260	267	275
Стратегический сценарий
Потребление тепловой энергии, всего, в том числе:	3719	3732	3742	3784	4772	5576	6151	6436
- в централизованном секторе	3469	3482	3492	3529	4492	5289	5841	6109
население	1225	1227	1228	1237	1340	1399	1472	1546
коммунально-бытовые нужды	586	589	589	594	617	630	648	665
промышленность	1658	1666	1674	1698	2535	3260	3721	3898
- в децентрализованном секторе	250	250	250	255	280	287	310	327
население и социальная сфера	250	250	250	255	280	287	310	327

В Южно-Якутском энергорайоне высокий рост теплопотребления намечается после 2010 г., что связано, главным образом, с развитием таких крупномасштабных производств, как разработка Эльгинского месторождения каменных углей и строительство "Таежного" и "Тарыннахского" ГОКов. К 2030 г. теплопотребление в промышленности увеличится в 2,2-2,4 раза по сравнению с уровнем 2007 г.

Теплопотребление населением в централизованном секторе теплоснабжения Южно-Якутского энергорайона к 2030 г. увеличится по сравнению с 2007 г. на 21,2-26,2%, коммунально-бытовым сектором - на 8,9-12,5%.

В структуре теплопотребления централизованного сектора в 2007 г. доля промышленности составила 47,8%, населения - 35,3%, коммунально-бытового сектора - 16,9%. Структура централизованного потребления тепловой энергии к 2030 г. изменится в сторону увеличения доли промышленности - до 63,4-63,8% (рисунке 8.2.4).

"Динамика и структура теплопотребления в Южно-Якутском энергорайоне" (рис. 8.2.4)

Уровень теплопотребления населения и социальной сферы в секторе децентрализованного теплоснабжения к 2030 г. увеличится на 10-30%. Несмотря на значительный рост теплопотребления, доля данных потребителей в общей структуре теплопотребления за рассматриваемый период сократится с 6,7% до 4,5-5,0%.

Северный энергорайон

Население в Северном энергорайоне в период до 2030 г. увеличится на 2% (см. таблицу П. 2.2.1 Приложения 2.2). В период 2009-2030 гг. необходимо вывести из эксплуатации 347 тыс. м2 ветхого и аварийного жилья. Средний ежегодный темп строительства в данном районе составит 30 тыс. м2. При этом средняя обеспеченность жителей района жилой площадью к концу рассматриваемого периода достигнет 23,7 м2/чел.

Рост теплопотребления в энергорайоне в значительной степени обусловлен развитием промышленных производств, включая освоение Кючусского месторождения золота, Верхне-Мунского месторождения алмазов и др. Потребность в тепловой энергии новыми промышленными проектами не отличается по сценариям и к 2030 г. достигнет 89,8 тыс. Гкал, что составит всего 23,1% от суммарной потребности промышленности (таблица 8.2.11, таблица П. 2.2.2 Приложения 2.2).

Таблица 8.2.11 - Потребность в тепловой энергии новых промышленных проектов в Северном энергорайоне, тыс. Гкал/год

Показатель	Год
	2007	2008	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Теплопотребление крупных производств	0,2	0,2	0,2	0,3	13,9	39,8	89,8	89,8

Потребление тепловой энергии в энергорайоне увеличится к 2010 г. на 1% (1,8 млн. Гкал), к 2020 г. - на 8,1% (1,9 млн. Гкал), к 2030 г. - на 15,6% (2,1 млн. Гкал) по сравнению с уровнем 2007 г. (таблица 8.2.12, рисунок 8.2.5).

Таблица 8.2.12 - Прогноз потребления тепловой энергии в Северном энергорайоне, тыс. Гкал/год

Сектор потребления	Год
	2007	2008	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Потребление тепловой энергии, всего, в том числе:	1781	1790	1796	1799	1855	1925	2018	2060
- в централизованном секторе	1385	1393	1400	1402	1457	1514	1595	1624
население	756	760	764	765	792	815	837	857
коммунально-бытовые нужды	363	365	367	367	374	375	377	379
промышленность	266	268	269	270	291	324	381	388
- в децентрализованном секторе	396	396	397	397	399	411	424	436
население и социальная сфера	396	396	397	397	399	411	424	436

"Динамика и структура теплопотребления в Северном энергорайоне" (рис. 8.2.5)

Уровень теплопотребления населением в централизованном секторе к 2030 г. увеличится на 13,3%, коммунально-бытовым сектором - на 4,4%, промышленностью - на 45,7%.

В структуре теплопотребления в централизованном секторе теплоснабжения Северного энергорайона в 2007 г. наибольшая доля у населения - 54,6%, доля коммунально-бытового сектора - 26,4%, промышленности - 19,2%. Структура потребления тепловой энергии в централизованном секторе теплоснабжения в перспективе изменится в сторону увеличения доли промышленности, которая к 2030 г. составит 23%.

Уровень теплопотребления населением и социальной сферой в зоне децентрализованного теплоснабжения к 2030 г. увеличится на 10%. Доля данных потребителей тепловой энергии в общей структуре теплопотребления за рассматриваемый период снизится с 22,2% до 20,5%.

(4) Суммарное теплопотребление в республике

К 2030 г. теплопотребление республики достигнет 22,6-23,7 млн. Гкал (таблица 8.2.13, рисунок 8.2.6), что составит 141,3-147,2% от уровня 2007 г., в том числе:

Центральный энергорайон	124-129%;
Западный энергорайон	138-145%;
Южно-Якутский энергорайон	163-173%;
Северный энергорайон	116-117%.

Таблица 8.2.13 - Прогноз потребления тепловой энергии, тыс. Гкал/год

Показатель	Год
	2007	2008	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный сценарий
Потребление тепловой энергии, всего, в том числе:	16699	16753	16943	17225	18825	20353	21501	22600
- в централизованном секторе	13521	13573	13761	14041	15625	17053	18101	19100
население	5609	5625	5711	5798	6388	6776	7167	7522
коммунально-бытовые нужды	2690	2700	2742	2753	2822	2855	2905	2950
промышленность	5222	5248	5308	5490	6415	7422	8029	8628
- в децентрализованном секторе	3178	3181	3182	3184	3200	3300	3400	3500
население и социальная сфера	3178	3181	3182	3184	3200	3300	3400	3500
Стратегический сценарий
Потребление тепловой энергии, всего, в том числе:	16699	16753	16943	17335	19604	21447	22757	23653
- в централизованном секторе	13521	13573	13761	14127	16266	17976	19147	19898
население	5609	5625	5711	5805	6449	6961	7427	7835
коммунально-бытовые нужды	2690	2700	2742	2756	2849	2933	3008	3071
промышленность	5222	5248	5308	5567	6969	8082	8712	8992
- в децентрализованном секторе	3178	3180	3182	3207	3338	3471	3610	3755
население и социальная сфера	3178	3180	3182	3207	3338	3471	3610	3755

"Динамика потребления тепловой энергии" (рис. 8.2.6)

Потребление тепловой энергии в республике увеличится: к 2010 г. на 3,2-3,8%, к 2020 г. - на 21,9-28,4%, к 2030 г. - на 35,3-41,6% по сравнению с уровнем 2007 г. Уровень теплопотребления населением в зоне централизованного теплоснабжения к 2030 г. увеличится на 34,1-39,7%, коммунально-бытовым сектором - на 9,7-14,2%, промышленностью - на 65,2-72,2%.

Уровень теплопотребления населения и социальной сферы в секторе децентрализованного теплоснабжения к 2030 г. увеличится на 10-18,1%.

Доля данных потребителей тепловой энергии в общей структуре теплопотребления сократится с 19% до 14,8-15,8%.

В структуре теплопотребления в 2007 г. наибольшие доли имели население - 33,6% и промышленность - 31,3%, доля коммунально-бытового сектора составила 16,1% (рисунок 8.2.7). Структура потребления тепловой энергии к 2030 г. изменится в сторону увеличения доли промышленности до - 38-38,2% и снижения доли коммунально-бытового сектора - до 13-13,1%.

"Структура потребления тепловой энергии в 2007 г. и 2030 г." (рис. 8.2.7)

8.3 Котельно-печное топливо

Потребность республики в котельно-печном топливе, в качестве конечного топливно-энергетического ресурса определяется спросом на данный вид топлива в различных секторах экономики и населения.

Конечное потребление котельно-печного топлива (без электростанций и котельных) с 2007 г. по 2030 г. возрастет: в умеренном сценарии в 5,6 раза - с 0,79 млн. т. у.т. до 4,4 млн. т. у.т., в стратегическом сценарии в 6,7 раза - до 5,3 млн. т. у.т. с учетом потребления природного газа в газохимическом комплексе (таблица 8.3.1).

Структура потребления котельно-печного топлива в рассматриваемой перспективе значительно изменится. Доля природного газа в обоих сценариях к 2030 г. увеличится до 84%, что связано с вводом в действие газохимического и газоперерабатывающего производств (рисунок 8.3.1).

Во всех сценариях с 2007 по 2030 гг. снизится доля угля и прочих видов топлива. Доля угля в умеренном сценарии уменьшится с 48,7% до 12,5%, в стратегическом - до 13,2%. Доля прочих видов топлива в умеренном сценарии снизится с 21% до 3,2%, в стратегическом - до 2,7%.

Таблица 8.3.1 - Конечное потребление котельно-печного топлива*, млн. т у.т./год

Показатель	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный сценарий
Потребление котельно-печного топлива, всего	0,79	1,02	1,18	1,86	1,93	4,40
в том числе: уголь	0,42	0,42	0,45	0,50	0,55	0,60
газ	0,26	0,49	0,63	1,26	1,28	3,72
нефтепродукты и прочие виды топлива	0,11	0,11	0,10	0,10	0,09	0,09
Стратегический сценарий
Потребление котельно-печного топлива, всего	0,79	1,02	1,78	4,26	4,74	5,26
в том числе: уголь	0,42	0,42	0,45	0,50	0,60	0,70
газ	0,26	0,49	1,23	3,66	4,04	4,47
нефтепродукты и прочие виды топлива	0,11	0,11	0,10	0,10	0,09	0,09

Примечание - * конечное потребление включает потребление котельно-печного топлива (вместе с потерями) в промышленности, сельском хозяйстве, на транспорте, в строительстве, в коммунально-бытовом секторе и населением

"Структура потребления КПТ по видам топлива, %" (рис. 8.3.1)

Кроме того, в связи с предстоящей газификацией потребителей, развитием малоэтажного строительства ожидается увеличение расхода котельно-печного топлива на коммунально-бытовые нужды. Уровни энергопотребления в перспективе будут зависеть от экономического роста и отраслевой структуры производства. Ведущая роль в социально-экономическом развитии республики в перспективе будет принадлежать промышленности, вследствие того, что ее базовые инвестиционные проекты отличаются высокой энергоемкостью.

(1) Уголь

В 2007 г. конечное потребление угля в республике составило 420 тыс. т. у.т., к 2030 г. рост в умеренном сценарии достигнет 143% до 600 тыс. т. у.т., в стратегическом сценарии - 167% до 700 тыс. т. у.т. (таблица 8.3.2, рисунок 8.3.2).

Таблица 8.3.2 - Конечное потребление угля, тыс. т у.т./год

Вид деятельности	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный сценарий
Потребление угля, всего, в том числе:	420	420	450	500	550	600
- сельское хозяйство	4	4	7	8	8	10
- промышленность	381	384	397	439	486	520
- строительство	8	7	12	15	15	20
- комбыт и население	2	2	6	8	8	10
- транспорт и связь	16	15	19	20	21	22
- прочие виды деятельности	9	8	9	10	12	18
Стратегический сценарий
Потребление угля, всего, в том числе:	420	420	450	500	600	700
- сельское хозяйство	4	4	7	8	12	15
- промышленность	381	384	397	439	523	600
- строительство	8	7	12	15	20	25
- комбыт и население	2	2	6	8	10	15
- транспорт и связь	16	15	19	20	22	25
- прочие виды деятельности	9	8	9	10	13	20

"Структура потребления угля, %" (рис. 8.3.2)

Уголь потребляется во всех видах деятельности республики, однако наибольшая доля принадлежит промышленности - 90,8% в 2007 г., которая к 2030 г. снизится до 86,7% в умеренном сценарии и до 85,7% в стратегическом сценарии.

Наиболее значительный рост потребления угля ожидается в коммунально-бытовой сфере и у населения - в 5,5 раза в умеренном сценарии и 8,2 раза в стратегическом сценарии.

(2) Природный газ

Перспективная потребность в природном газе связана с широкомасштабной газификацией и созданием крупных предприятий строительной индустрии. Новым направлением использования природного газа является строительство газохимического комплекса по выпуску синтетических моторных топлив, метанола и аммиака, использующего в качестве сырья природный газ.

Потребность в природном газе в период с 2007 по 2010 гг. как для умеренного, так и стратегического сценариев будет одинаковой и увеличится с 261 тыс. т. у.т. до 486 тыс. т. у.т. (таблица 8.3.3).

Таблица 8.3.3 - Конечное потребление природного газа, тыс. т у.т./год

Вид деятельности	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный сценарий
Потребление, всего, в том числе:	261	486	630	1260	1284	3715
- сельское хозяйство	6	10	13	15	17	19
- строительство	8	10	12	14	15	16
- промышленность*	113	276	396	410	420	440
- газопереработка и газохимия	6	12	18	618	618	3018
- комбыт и население	95	140	148	153	157	160
- транспорт и связь	28	32	35	40	45	48
- прочие виды деятельности	5	6	8	10	12	14
Стратегический сценарий
Потребление, всего, в том числе:	261	486	1230	3660	4044	4471
- сельское хозяйство	6	10	13	15	17	19
- строительство	8	10	12	14	15	16
- промышленность*	113	276	396	410	420	440
- газопереработка и газохимия	6	12	618	3018	3378	3774
- комбыт и население	95	140	148	153	157	160
- транспорт и связь	28	32	35	40	45	48
- прочие виды деятельности	5	6	8	10	12	14

Примечание - * без газопереработки и газохимии

Прогноз потребности в природном газе в зависимости от сценариев будет различаться, начиная с 2015 г. преимущественно за счет создания газохимических и газоперерабатывающих предприятий. К 2030 г. в умеренном сценарии потребность в газе составит 3715 тыс. т. у.т., в стратегическом - 4471 тыс. т. у.т.

В настоящее время в структуре потребления природного газа наиболее высоки доли промышленности и коммунально-бытового сектора - 40,2% и 39% соответственно (рисунок 8.3.3). В перспективе структура потребления газа претерпит значительные изменения - доля промышленности (без газопереработки и газохимии) к 2030 г. снизится до 11,8% в умеренном сценарии и до 9,8% в стратегическом сценарии. Доля коммунально-бытового сектора и населения к 2030 г. уменьшится до 4,3% в умеренном сценарии и до 3,6% в стратегическом сценарии. Такие значительные структурные сдвиги произойдут за счет роста газопереработки и газохимии, доля которых возрастет в умеренном сценарии к 2020 г. до 49%, в стратегическом сценарии - до 82,5%, а к 2030 г. - до 81,2% и 84,4% соответственно.

"Структура потребления природного газа, %" (рис. 8.3.3)

(3) Нефтепродукты и прочие виды жидкого и газообразного топлива

В 2007 г. конечное потребление нефтепродуктов и прочих видов жидкого и газообразного топлива в республике составило 90 тыс. т. у.т., к 2030 г. в обоих сценариях оно уменьшится на 22% до 70 тыс. т. у.т. (таблица 8.3.4), что обусловлено ростом потребления природного газа и угля.

Таблица 8.3.4 - Конечное потребление нефтепродуктов и прочих видов жидкого и газообразного топлива, тыс. т у.т./год

Вид деятельности	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Потребление, всего	90	88	85	81	75	70
в том числе:
- сельское хозяйство	10	9	8	7	6	6
- промышленность	5	5	5	4	4	3
- строительство	3	3	3	3	2	2
- комбыт и население	40	39	38	37	36	35
- транспорт и связь	7	7	6	6	5	4
- прочие виды деятельности	25	25	25	24	22	20

Нефтепродукты потребляются во всех видах деятельности республики, однако наибольшая доля принадлежит коммунально-бытовому и сельскому хозяйству, прочим видам деятельности, транспорту и промышленности (рисунок 8.3.4).

"Структура потребления нефтепродуктов и прочих видов жидкого и газообразного топлива, %" (рис. 8.3.4)

Перспективная структура потребления нефтепродуктов и прочих видов жидкого и газообразного топлива несколько изменится в сторону снижения доли коммунально-бытового хозяйства - с 44% в 2007 г. до 50% в 2030 г., при этом снизятся доли потребления этих видов топлива в остальных видах деятельности.

(4) Прочие виды твердого топлива

В 2007 г. конечное потребление прочих видов твердого топлива (включая дрова) в республике составило 20 тыс. т. у.т., к 2030 г. в обоих сценариях потребление уменьшится на 25% до 15 тыс. т. у.т. (таблица 8.3.5), что объясняется ростом газификации и потребления угля.

Таблица 8.3.5 - Конечное потребление прочих видов твердого топлива (включая дрова), тыс. т у.т./год

Вид деятельности	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Потребление, всего	20	20	19	18	16	15
в том числе:
- сельское хозяйство	4	4	4	4	3	3
- промышленность	2	2	2	2	2	2
- строительство	1	1	1	1	1	1
- комбыт и население	5	5	5	5	4	4
- транспорт и связь	1	1	1	1	1	1
- прочие виды деятельности	7	7	6	5	5	4

Прочие виды твердого топлива потребляется во всех видах деятельности республики, однако наибольшая доля принадлежит коммунально-бытовому хозяйству, населению, прочим видам деятельности и сельскому хозяйству (рисунок 8.3.5).

"Структура потребления прочих видов твердого топлива, %" (рис. 8.3.5)

Перспективная структура потребления несколько изменится: снизится доля прочих видов деятельности - с 35% в 2007 г. до 27% в 2030 г., увеличатся доли промышленности, коммунально-бытового хозяйства, транспорта и строительства.

8.4 Моторное топливо

Ежегодное потребление моторного топлива в республике в последнее время колеблется в пределах 876-923 тыс. т. (таблица 8.4.1).

Таблица 8.4.1 - Потребление моторных топлив, тыс. т./год

Топливо	Год
	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007
Бензин	128	132	134	140	123	124	133	144
Керосин	96	112	113	116	136	143	129	130
Дизельное топливо	651	658	660	664	645	627	620	604
Прочие виды моторного	1	3	1	2	1	1	1	2
топлива
Всего, моторное топливо	876	904	908	923	905	895	883	879

В суммарном потреблении наибольший объем приходится на дизельное топливо - 604-660 тыс. т., при этом до 50% расходуется на ДЭС.

Потребление моторного топлива без расхода дизельного топлива на ДЭС в 2007 г. составило 576 тыс. т.

Предусматриваемое увеличение обеспеченности в республике автомобилями более чем в 2 раза, развитие авиации, строительство автодорог приведет к росту транспортной подвижности населения и повлечет за собой увеличение потребности в моторном топливе к 2030 г. в 2,5-3,2 раза (таблица 8.4.2).

Таблица 8.4.2 - Потребление моторного топлива, тыс. т./год

Топливо	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный сценарий
Бензин	144	146	155	175	200	250
Керосин	130	137	154	180	200	220
Дизельное топливо*	301	504	607	729	848	962
Прочие виды моторного топлива	1	1	1	2	2	2
Моторное топливо, всего	576	788	917	1086	1250	1434
Стратегический сценарий
Бензин	144	150	170	200	250	300
Керосин	130	152	200	230	250	280
Дизельное топливо*	301	578	827	985	1149	1258
Прочие виды моторного топлива	1	1	1	2	2	3
Моторное топливо, всего	576	881	1198	1417	1651	1841

Примечание - * без расхода дизельного топлива на ДЭС

Как из нее следует, потребление в республике моторного топлива увеличится к 2030 г. в умеренном сценарии до 1434 тыс. т., а в стратегическом сценарии, где предусматривается крупномасштабная реализация инвестиционных проектов с экспортом продукции до 1841 тыс. т. (см. таблицу 8.4.2). В структуре потребления моторного топлива в обоих сценариях наибольшую долю имеет дизельное топливо - 67-68% в 2030 г. (рисунок 8.4.1).

"Структура потребления моторного топлива" (рис. 8.4.1)

Основным потребителем дизельного топлива является транспортный сектор (преимущественно водный - в период навигации и автотранспорт), деятельность которого предусмотрена во всех сферах экономики республики: строительство нефтепроводной системы, обустройство и разработка месторождений нефти и природного газа, развитие предприятий горнорудного, лесопромышленного комплекса, а также строительство железнодорожных и автомобильных дорог.

Раздел III. Сценарии развития отраслей ТЭК Республики Саха (Якутия) во взаимосвязи с субъектами РФ Восточной Сибири и Дальнего Востока

9 Электроэнергетика

9.1 Целевое видение развития территориально-производственной структуры энергосистемы республики с учетом внешних связей

(1) Сценарии развития ОЭС Востока

Исходные посылки

С целью определения роли электроэнергетики Республики Саха (Якутия) и Южно-Якутского гидроэнергетического комплекса (ЮЯГЭКа) в обеспечении надежного электроснабжения потребителей Дальнего Востока и возможного экспорта электроэнергии в Китай, проведена оценка балансовой ситуации в зоне ОЭС Востока на период до 2030 г.

Наряду с развитием тепловых электростанций строительство ЮЯГЭКа является одним из ключевых направлений развития генерации в Республике Саха (Якутия) и на Дальнем Востоке.

По прогнозам ОАО "РусГидро" возможные вводы мощностей гидроэлектростанций ЮЯГЭК могут составить 8,9 ГВт с производством свыше 40 млрд. кВт. ч.

В настоящее время определен первый этап освоения ЮЯГЭКа в составе 2-х ГЭС: Канкунской и Нижне-Тимптонской суммарной установленной мощностью 2100 МВт и среднемноголетней выработкой 10,3 млрд. кВт. ч.

Дальнейшее развитие ЮЯГЭКа будет зависеть от многих факторов, среди них:

- сроки и масштабы реализации инвестиционных проектов (потребителей электроэнергии), определяющих спрос на электроэнергию внутри республики и на сопредельных территориях Дальнего Востока и Восточной Сибири;

- спрос на электрическую энергию со стороны стран Северо-Восточной Азии, прежде всего, КНР;

- сравнительная экономическая эффективность проектов строительства ГЭС ЮЯГЭКа и альтернативных генерирующих источников;

В то же время в республике сосредоточены значительные запасы высококачественных углей, включая перспективное Эльгинское месторождение. Разработка этого месторождения создает благоприятные условия для сооружения тепловых электростанций на базе этих углей.

При разработке Стратегии развития ТЭК Республики Саха (Якутия) были рассмотрены два сценария развития ЮЯГЭКа на период до 2030 г.:

- строительство и ввод 2-х ГЭС ЮЯГЭКа (Канкунской и Нижне-Тимптонской) суммарной мощностью 2100 МВт и среднемноголетней выработкой 10,4 млрд. кВт. ч.;

- строительство 4 ГЭС суммарной установленной мощностью 5760 МВт и среднемноголетней выработкой 27,6 млрд. кВт. ч. В этом варианте наряду с строительством и вводом Канкунской и Нижне-Тимптонской предполагается сооружение еще 2-х экспортных ГЭС ЮЯГЭКа - Средне-Учурской и Учурской.

Прогноз электропотребления в ОЭС Востока на период до 2030 г.

Рост электропотребления в ОЭС Востока в целом и Республике Саха (Якутия) рассматривается для двух сценариев экономики Дальнего Востока: стратегического и умеренного. В основу сценариев развития экономики и соответствующих им уровней электропотребления региона положены оценки, полученные в Институте систем энергетики СО РАН при разработке в 2007-2008 гг. Стратегии развития ТЭК Восточной Сибири и Дальнего Востока на период до 2030 г. в увязке с Энергетической стратегией России (Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2007. - 351 с.). Проекта программы развития ТЭК Восточной Сибири и Дальнего Востока на период до 2020 г. (Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2008. - 271 с.) и скорректированные с учетом проекта Стратегии развития электроэнергетики Дальнего Востока до 2020 г. (Москва, май 2009. - 92 с.).

Стратегический сценарий рассматривается как основной и предусматривает максимальное использование потенциала возможностей развития Дальнего Востока и реализацию крупных проектов, как энергосырьевых, так и инновационных.

Умеренный сценарий рассматривается как возможный и предполагает замедленное экономическое развитие региона с реализацией ограниченного числа предложений по вводу новых энергоемких потребителей.

Соответствующие этим сценариям уровни электропотребления в энергосистемах ОЭС Востока приведены в таблице 9.1.1.

Возможные направления экспорта электроэнергии из ОЭС Востока в Китай

В настоящее время в зоне ОЭС Востока действуют три межгосударственные линии электропередачи (с территории Амурской области), по которым может осуществляться экспорт электроэнергии в Китай.

В 2006 г. из Амурской энергосистемы было поставлено в Китай 0,52 млрд. кВт. ч. электроэнергии. С февраля 2007 г. до конца 2008 г. экспорт электроэнергии в Китай практически был приостановлен (за исключением поставок для жизнеобеспечения оборудования экспортных линий электропередач), и только с начала 2009 г. (в объеме 2,4 млн. кВт. ч. в сутки) возобновился вновь.

Несмотря на это от промышленных потребителей северо-востока Китая поступают предложения об увеличении экспортных поставок электроэнергии из России.

Генеральной схемой развития и размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.4 для крупномасштабного экспорта электроэнергии с Дальнего Востока в Китай в качестве экспортной электростанции предлагается сооружение Ургальской ГРЭС в Хабаровском крае.

Таблица 9.1.1 - Прогноз уровней электропотребления в ОЭС Востока

Показатель	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный сценарий
Электропотребление в ОЭС Востока*, млрд. кВт. ч.	27,7	29,8	40,2	52,5	61,8	70,7
Среднегодовой прирост, %		2,4	6,1	5,5	3,3	2,7
в том числе:
Амурская ЭС	6,1	6,3	8,2	13,9	15,7	16,6
Хабаровская ЭС*	9,0	9,8	14,1	16,7	20,3	23,7
Дальневосточная ЭС	11,1	12,1	14,4	16,6	18,3	21,0
Южно-Якутский энергорайон	1,5	1,6	3,5	5,3	7,5	9,4
Стратегический сценарий
Электропотребление в ОЭС Востока*, млрд. кВт. ч.	27,7	30,6	44,5	60,7	70,0	80,1
Среднегодовой прирост, %		3,2	7,5	6,4	2,9	2,7
в том числе:
Амурская ЭС	6,1	6,4	9,2	14,5	16,6	17,5
Хабаровская ЭС*	9,0	10,0	15,8	18,1	21,9	27,2
Дальневосточная ЭС	11,1	12,4	15,3	18,9	21,4	24,4
Южно-Якутский энергорайон	1,5	1,8	4,2	9,2	10,1	11,0

Примечание - * включая Николаевский энергоузел

Учитывая, что при освоении Эльгинского месторождения появляются значительные объемы невостребованных энергетических углей (промпродукт, энергетический концентрат) предлагается (в дополнение к Ургальской ГРЭС) в качестве экспортной электростанции рассмотреть возможность сооружения ГРЭС на продуктах углепереработки.

В связи с этим в Стратегии просматривается три возможных направления увеличения экспорта электроэнергии в Китай:

- за счет расширения приграничного экспорта электроэнергии из Амурской энергосистемы до 4,5 млрд. кВт. ч. к 2012 г. и 6,5 млрд. кВт в 2015-2030 гг.;

- за счет экспорта электроэнергии из Хабаровского края и Республики Саха (Якутия) в объеме 22-23 млрд. кВт. ч. к 2030 г., когда в качестве экспортных электростанций рассматривается сооружение Ургальской ГРЭС (Хабаровская энергосистема) мощностью 2,4 млн. кВт и Эльгинской ГРЭС (Южно-Якутский энергорайон) мощностью 1,8 млн. кВт;

- за счет экспорта электроэнергии из Республики Саха (Якутия) в объеме 17-18 млрд. кВт. ч. к 2025-2030 гг., когда в качестве экспортных электростанций рассматриваются 2 ГЭС ЮЯГЭКа - Средне-Учурская и Учурская ГЭС.

Перспективные балансы электроэнергии ОЭС Востока

Умеренный сценарий

Балансы электроэнергии ОЭС Востока на перспективу до 2030 г. для умеренного сценария развития экономики Дальнего Востока приведены в таблице 9.1.2.

Таблица 9.1.2 - Баланс электроэнергии в ОЭС Востока, млрд. кВт. ч./год

Показатель	Прогноз
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Электропотребление	27,84	29,8	40,2	52,5	61,8	70,6
Выдача в Центральный энергорайон республики				0,9	1,0	1,4
Выдача в Западный энергорайон республики				0,5	0,6
Экспорт, всего	-	4,5	18,5	25,7	25,7	29,3
- приграничный		4,5	6,5	6,5	6,5	6,5
- от Ургальской ГРЭС			12,0	12,0	12,0	12,0
- от Эльгинской ГРЭС				7,2	7,2	10,8
Производство электроэнергии, всего	27,84	34,3	58,7	79,6	89,1	101,3
в том числе: ГЭС, всего	8,56	12,0	15,2	21,9	26,0	27,8
из них: Бурейская	3,3	7,1	7,1	7,1	7,1	7,1
Нижне-Бурейская		0,5	1,65	1,65	1,65	1,65
Граматухинская			1,5	1,97	1,97	1,97
ГЭС ЮЯГЭКа				6,3	10,4	10,4
Ургальская ГЭС						1,8
АЭС, всего					2,1
Приморская АЭС					2,1	6,3
ГЭС, всего	19,28	22,3	43,5	57,7	60,9	67,2
из них: Нерюнгринская ГРЭС	2,27	2,5	3,5	4,8	4,8	4,6
Приморская ГРЭС	4,21	4,8	5,1	5,6	5,9	6,5
Эльгинская ГРЭС				7,8	7,8	11,7
Ургальская ГРЭС			13,2	13,4	13,6	13,9

Увеличение экспорта электроэнергии из ОЭС Востока в Китай в умеренном сценарии (до 29 млрд. кВт. ч. к 2030 г.) предусматривается за счет расширения приграничного экспорта из Амурской энергосистемы и крупномасштабного экспорта электроэнергии от Эльгинской и Ургальской ГРЭС.

Для обеспечения прогнозируемого внутреннего потребления электроэнергии в умеренном сценарии и ее экспорта в Китай производство электроэнергии в ОЭС Востока к 2030 г. должно возрасти (по сравнению с 2007 г.) в 3,6 раза и составить 101 млрд. кВт. ч.

Производство электроэнергии на ТЭС за рассматриваемый период должно будет увеличиться в 3,5 раза и к 2030 г. достигнуть 67 млрд. кВт. ч. (против 19,3 млрд. кВт. ч. в 2007 г.).

При этом производство электроэнергии на ГЭС при сооружении 2-х ГЭС ЮЯГЭКа (Канкунской и Нижне-Тимптонской) возрастет в 3,2 раза и составит 27-28 млрд. кВт. ч. к 2030 г.

Производство электроэнергии на АЭС (за счет сооружения Приморской АЭС) составит 2,1 млрд. кВт. ч. к 2025 г. и 6-6,5 млрд. кВт. ч. к 2030 г.

Прогнозируемая для умеренного сценария динамика развития генерирующих мощностей в ОЭС Востока представлена в таблице 9.1.3.

Таблица 9.1.3 - Развитие генерирующих мощностей в ОЭС Востока, млн. кВт

	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Установленная мощность, всего	8,85	9,35	14,0	17,6	19,2	21,5
в том числе: ГЭС	3,0	3,33	3,95	5,3	6,1	6,7
АЭС					0,3	0,9
ТЭС	5,85	6,02	10,05	12,3	12,3	13,9
Ввод мощности*, всего		0,6	5,85	10,3	13,1	15,4
в том числе: ГЭС		0,33	0,95	2,3	3,1	3,7
АЭС					0,3	0,9
ТЭС		0,27	4,9	8,0	8,9	10,8
Демонтаж*, всего		0,1	0,7	1,6	1,9	2,7

Примечание - * нарастающим итогом

Для обеспечения прогнозируемых нагрузок, установленная мощность электростанций ОЭС к 2030 г. в умеренном сценарии должна увеличиться (по сравнению с 2007 г.) в 2,4 раза и составить 21,5 млн. кВт.

Намечаемый при этом суммарный ввод мощностей на электростанциях ОЭС Востока до 2030 г. оценивается в 15,4 млн. кВт, в том числе на ГЭС в 3,7 млн. кВт, на АЭС - в 0,9 млн. кВт, на ТЭС - в 11 млн. кВт.

В соответствии с прогнозируемыми балансами динамика изменения сальдо-перетоков электроэнергии в энергосистемах ОЭС Востока показана в таблице 9.1.4.

Хабаровская энергосистема в умеренном сценарии в рассматриваемой перспективе будут испытывать дефицит электроэнергии, который до 2015 г. будет покрываться за счет перетока электроэнергии из Амурской энергосистемы и Южно-Якутского энергорайона, а после 2015 г. - преимущественно только из Южно-Якутского энергорайона.

Таблица 9.1.4 - Сальдо-перетоки (выдача +, получение -) электроэнергии между энергосистемами ОЭС Востока, млрд. кВт. ч./год

Энергосистема	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Амурская ЭС	3,54	2,29	1,97	-3,16	-3,98	-4,2
Хабаровская ЭС	-1,98	-1,53	-1,05	-1,16	-2,26	-3,26
Дальневосточная ЭС	-2,34	-1,65	-1,19	-1,3	-1,29	1,49
Южно-Якутский	0,78	0,88	0,27	5,62	7,54	5,97
энергорайон
Сальдо ОЭС Востока	0	0	0	0	0	0

Избыточность Амурской энергосистемы сохранится до 2015 г. В последующий период Амурская энергосистема будет испытывать дефицит электроэнергии, который предполагается покрывать за счет перетока электроэнергии из Южно-Якутского энергорайона.

Дальневосточная энергосистема будет испытывать дефицит электроэнергии до 2025 г. С вводом мощностей на Приморской АЭС к 2030 г. энергосистема становится избыточной.

Южно-Якутский энергорайон будет избыточным на протяжении всего рассматриваемого периода. При этом выдача электроэнергии в другие энергосистемы ОЭС Востока должна увеличиться с 0,8 млрд. кВт. ч. в 2007 г. до 5,5 млрд. кВт к 2020 г. и до 6,0-7,5 млрд. кВт. ч. к 2025-2030 гг. (см. таблицу 9.1.4).

Предполагается, что часть электроэнергии, передаваемой из Южно-Якутский энергорайона в Амурскую энергосистему, может выдаваться в Китай как приграничный экспорт.

При сооружении Эльгинской ГРЭС экспорт электроэнергии из Южно-Якутского энергорайона в Китай в 2015-2030 гг. может составить 7,2 млрд. кВт. ч. в 2020-2025 гг. и около 11 млрд. кВт. ч. к 2030 г. (таблица 9.1.5).

Таблица 9.1.5 - Экспорт электроэнергии из Южно-Якутского энергорайона в Китай, млрд. кВт. ч./год

Показатель	Год
	2020	2025	2030
Экспорт от Эльгинской ГРЭС	7,2	7,2	10,8

Стратегический сценарий

Балансы электроэнергии ОЭС Востока на перспективу до 2030 г. для стратегического сценария развития экономики Дальнего Востока и двух вариантов (вариант 1 и вариант 2) экспорта электроэнергии в Китай приведены в таблице 9.1.6.

Экспорт электроэнергии из ОЭС Востока в Китай в варианте 1 (29 млрд. кВт. ч. к 2030 г.) предусматривается за счет расширения приграничного экспорта из Амурской энергосистемы и крупномасштабного экспорта электроэнергии от вновь сооружаемых Ургальской ТЭС в Хабаровском крае и Эльгинской ТЭС в Республике Саха (Якутия).

Увеличение экспорта электроэнергии из ОЭС Востока в Китай в варианте 2 (по сравнению с вариантом 7 на 17 млрд. кВт. ч. к 2030 г.) предполагается за счет сооружения двух ГЭС ЮЯГЭКа - Средне-Учурской и Учурской ГЭС.

Для обеспечения прогнозируемого внутреннего потребления электроэнергии и ее экспорта в Китай производство электроэнергии в ОЭС Востока к 2030 г. должно возрасти (по сравнению с 2007 г.) в 4 раза в варианте 1 и составить 110 млрд. кВт. ч. и в 4,6 раза в варианте 2 и достигнуть 127 млрд. кВт. ч.

Производство электроэнергии на ТЭС за рассматриваемый период должна будет увеличиться в 3,8 раза и к 2030 г. достигнуть 74 млрд. кВт. ч. (против 19,3 млрд. кВт. ч. в 2007 г.).

Таблица 9.1.6 - Баланс электроэнергии в ОЭС Востока, млрд. кВт. ч./год

Статья баланса	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030	2020	2025	2030
				Вариант 1			Вариант 2
Электропотребление	27,84	30,6	44,5	60,7	70,0	80,1	60,7	70,0	80,1
Выдача в Центральный энергорайон Республики Саха (Якутия)				0,9	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
Экспорт	-	4,5	22,1	25,6	29,3	29,3	25,6	46,4	46,4
- приграничный		4,5	6,5	6,5	6,5	6,5	6,5	6,5	6,5
- от Ургальской ГРЭС			12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
- от Эльгинской ГРЭС			3,6	7,2	10,8	10,8	7,2	10,8	10,8
- от Южно-Якутского ГЭКа								17,2	17,2
Производство, всего	27,84	35,1	66,6	87,2	100,1	110,2	87,2	117,3	127,4
в том числе: ГЭС, всего	8,56	12,0	15,4	21,9	26,0	27,8	21,9	43,2	45,0
из них: Бурейская	3,3	7,1	7,1	7,1	7,1	7,1	7,1	7,1	7,1
Нижне-Бурейская		0,5	1,65	1,65	1,65	1,65	1,65	1,65	1,65
Граматухинская			1,75	1,97	1,97	1,97	1,97	1,97	1,97
ГЭС ЮЯГЭКа				6,3	10,4	10,4	6,3	27,6	27,6
Ургальская ГЭС						1,8			1,8
АЭС, всего				4,2	6,3	8,4	4,2	6,3	8,4
Приморская АЭС				4,2	6,3	8,4	4,2	6,3	8,4
РЭС, всего	19,28	23,1	51,2	61,1	67,8	74,0	61,1	67,8	74,0
из них: Нерюнгринская ГРЭС	2,27	2,7	4,9	5,4	5,6	4,9	5,4	5,6	4,9
Приморская ГРЭС	4,21	5,1	5,1	6,1	6,1	6,5	6,1	6,1	6,5
Свободненская ГРЭС						4,0			4,0
Эльгинская ГРЭС			3,6	7,8	11,7	11,7	7,8	11,7	11,7
Ургальская ГРЭС			13,2	14,1	14,2	14,8	14,1	14,2	14,8

Примечание - вариант 1 - при сооружении 2-х ГЭС ЮЯГЭКа, вариант 2 - при сооружении 4-х ГЭС ЮЯГЭК

При этом производство на ГЭС при сооружении 2-х ГЭС ЮЯГЭКа возрастет в 3,2 раза и составит 27-28 млрд. кВт. ч. к 2030 г., при сооружении 4 ГЭС - в 5,2 раза и достигнет 45 млрд. кВт. ч.

Производство электроэнергии на АЭС (за счет сооружения Приморской АЭС) должна увеличиться до 4,2 млрд. кВт. ч. к 2020 г. и 8-9 млрд. кВт. ч. к 2030 г.

В настоящее время на ТЭС приходится 69% вырабатываемой электроэнергии в ОЭС Востока, на ГЭС - 31% (таблица 9.1.7). Прогнозируется, что концу рассматриваемого периода на ТЭС будет вырабатываться 58-67% производимой электроэнергии в регионе, на АЭС - 6-7%.

Таблица 9.1.7 - Структура производства электроэнергии в ОЭС Востока, %

Показатель	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030	2020	2025	2030
				Вариант 1			Вариант 2
Производство, всего	100	100	100	100	100	100	100	100	100
в том числе:
ГЭС	31	34	23	25	26	25,5	25	37	35,5
АЭС				5	6,5	7,5	5	5,5	6,5
ТЭС	69	66	77	70	67,5	67	70	57,5	58

Доля ГЭС в варианте 1 (при сооружении 2-х ГЭС ЮЯГЭКа) в ОЭС Востока будет сокращаться и к концу рассматриваемого периода составит 25-26%. Доля ГЭС в варианте 2 к 2030 г. увеличится до 35-36%.

Прогнозируемая при этом динамика развития генерирующих мощностей в ОЭС Востока представлена в таблице 9.1.8.

Для обеспечения прогнозируемых нагрузок установленная мощность электростанций ОЭС к 2030 г. должна увеличиться (по сравнению с 2007 г.) в варианте 1 - в 2,6 раза и составить 22,6 млн. кВт, в варианте 2 - в 3 раза и достигнуть 26,2 млн. кВт.

Таблица 9.1.8 - Развитие генерирующих мощностей в ОЭС Востока*, млн. кВт

Показатель	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030	2020	2025	2030
				Вариант 1			Вариант 2
Установленная мощность, всего	8,85	9,35	15,2	18,4	20,5	22,6	18,4	24,2	26,2
в том числе: ГЭС	3,0	3,33	3,95	5,3	6,1	6,7	5,3	9,7	10,3
АЭС				0,6	0,9	1,2	0,6	0,9	1,2
ТЭС	5,85	6,02	11,3	12,5	13,5	14,7	12,5	13,5	14,7
Ввод мощности*, всего		0,6	7,05	11,1	13,6	16,4	11,1	17,2	20,0
в том числе: ГЭС		0,33	0,95	2,3	3,1	3,7	2,3	6,7	7,3
АЭС				0,6	0,9	1,2	0,6	0,9	1,2
ТЭС		0,27	6,1	8,2	9,6	11,5	8,2	9,6	11,5
Демонтаж*, всего		0,1	0,7	1,6	1,9	2,7	1,6	1,9	2,7

Примечание - * нарастающим итогом; вариант 1 - при сооружении 2-х ГЭС ЮЯГЭКа, вариант 2 - при сооружении 4-х ГЭС ЮЯГЭК

Намечаемый при этом суммарный ввод мощностей на электростанциях ОЭС Востока до 2030 г. оценивается в варианте 1 - в 16,4 млн. кВт, в варианте 2 - в 20 млн. кВт. В том числе на ГЭС, соответственно, в 3,7 и 7,3 млн. кВт, на АЭС - в 1,2 млн. кВт, на ТЭС - в 11,5 млн. кВт.

Электростанциями, на которых предусматривается ввод мощностей в ОЭС Востока, являются:

- в Амурской энергосистеме: Нижне-Бурейская ГЭС - 321 МВт, Граматухинская ГЭС - 300 МВт, Благовещенская ТЭЦ - 290 МВт, Свободненская ГРЭС - 660 МВт;

- в Хабаровской энергосистеме: Ургальская ГЭС - 600 МВт, Хабаровская ТЭЦ-1 - 360 МВт, Амурская ТЭЦ-1 - 280 МВт, Комсомольская ТЭЦ-3 - ПГУ-400 МВт, Хабаровская ТЭЦ-3 - 630 МВт, Совгаванская ТЭЦ - 110 МВт, Хабаровская ТЭС-ПГУ - 400 МВт, Николаевская ТЭЦ - 260 МВт, экспортная Ургальская ГРЭС - 2400 МВт;

- в Дальневосточной энергосистеме: Приморская АЭС - 1200 МВт, Приморская ГРЭС - 660 МВт, Владивостокская ТЭЦ-2 - 665 МВт, Артемовская ТЭЦ - 510 МВт, Уссурийская ТЭЦ - 760 МВт;

- в Южно-Якутском энергорайоне: Канкунская ГЭС - 1300 МВт, Нижне-Тимптонская ГЭС - 800 МВт, Нерюнгринская ГРЭС-ТЭЦ - 555 МВт, Эльгинская ТЭЦ - 160 МВт, экспортная Эльгинская ГРЭС - 1800 МВт.

В соответствии с прогнозируемыми балансами динамика изменения сальдо-перетоков электроэнергии в энергосистемах ОЭС Востока показана в таблице 9.1.9.

Как видно из таблицы 9.1.9, Хабаровская энергосистема в рассматриваемой перспективе (несмотря на прогнозируемый ввод новых мощностей) будут испытывать дефицит электроэнергии, который до 2015 г. будет покрываться за счет перетока электроэнергии из Амурской энергосистемы и Южно-Якутского энергорайона, а после 2015 г. - преимущественно только из Южно-Якутского энергорайона.

Таблица 9.1.9 - Сальдо-перетоки (выдача +, получение -) электроэнергии между энергосистемами ОЭС Востока, млрд. кВт. ч./год

Энергосистема	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Амурская ЭС	3,54	2,26	1,39	-2,9	-4,4	-0,59
Хабаровская ЭС	-1,98	-1,67	-1,7	-1,19	-2,81	-5,46
Дальневосточная ЭС	-2,34	-1,55	-1,1	1,08	0,52	0,93
Южно-Якутский	0,78	0,96	1,4	3,0	6,71	5,12
энергорайон
Сальдо ОЭС Востока	0	0	0	0	0	0

Избыточность Амурской энергосистемы сохранится до 2015 г. В последующий период, прогнозируемый рост электропотребления приведет к тому, что, несмотря на намечаемый ввод мощностей на ГЭС (Нижне-Бурейской, Граматухинской) и Свободненской ГРЭС, Амурская энергосистема будет испытывать дефицит электроэнергии, который предполагается покрывать за счет перетока электроэнергии из Южно-Якутского энергорайона.

Дальневосточная энергосистема будет испытывать дефицит электроэнергии до 2015 г. С вводом мощностей на Приморской АЭС к 2020 г. энергосистема становится избыточной.

Южно-Якутский энергорайон будет избыточным на протяжении всего рассматриваемого периода. При этом выдача электроэнергии в другие энергосистемы ОЭС Востока должна увеличиться с 0,8 млрд. кВт. ч. в 2007 г. до 3 млрд. кВт к 2020 г. и до 5-6,5 млрд. кВт. ч. к 2025-2030 гг. (см. таблицу 9.1.9).

Предполагается, что часть электроэнергии выдаваемой из Южно-Якутского энергорайона в Амурскую энергосистему, может передаваться в Китай как приграничный экспорт.

При сооружении Эльгинской ГРЭС экспорт электроэнергии из Якутской энергосистемы в Китай в 2015-2030 гг. может составить 3,6 млрд. кВт. ч. в 2015 г., 7,2 млрд. кВт. ч. в 2020 г. и около 11 млрд. кВт. ч. к 2025-2030 гг. (таблица 9.1.10).

Таблица 9.1.10 - Экспорт электроэнергии из Южно-Якутского района в Китай, млрд. кВт. ч./год

Показатель	Год
	2015	2020	2025	2030
Вариант 1
Экспорт, всего	3,6	7,2	10,8	10,8
- от Эльгинской ГРЭС	3,6	7,2	10,8	10,8
Вариант 2
Экспорт, всего	3,6	7,2	28	28
- от Эльгинской ГРЭС	3,6	7,2	10,8	10,8
- от Южно-Якутского ГЭКа			17,2	17,2

При сооружении Средне-Учурской и Учурской ГЭС экспорт электроэнергии из Якутской энергосистемы в Китай к 2025 г. может увеличиться на 17 млрд. кВт. ч. и составит 28 млрд. кВт. ч.

(2) Схемы крупномасштабного экспорта электроэнергии из ОЭС Востока в Китай

На рисунках 9.1.1 и 9.1.2 приведены две схемы предлагаемого выше крупномасштабного экспорта электроэнергии из ОЭС Востока в Китай, по которым оцениваются капитальные вложения и эксплуатационные издержки в экспортные электростанции и линии электропередачи, рассчитываются тарифы на электроэнергию, экспортируемую в Китай.

Схема 1 (рисунок 9.1.1) предполагает экспорт электроэнергии от вновь сооружаемых Эльгинской и Ургальской ГРЭС до г. Шэньяна (КНР).

Для этого на участке Эльга - Ургал предлагается сооружение двух цепей линий переменного тока напряжением 500 кВ, каждая пропускной способностью по 0,9 ГВт, а на участке Ургал-Шеньян - двух цепей постоянного тока напряжением 750 кВ, каждая пропускной способностью по 2,5 ГВт. Длина всей трассы оценивается в 2000 км.

Схема 2 (рисунок 9.1.2) предполагает электрическую связь между Учурским ГЭК (в составе Средне-Учурской и Учурской ГЭС) и г. Шэньяном. Пропускная способность по этой связи должна составлять не менее 3,7 ГВт. Предполагается, что она будет реализовываться на постоянном токе напряжением 750 кВ. Для обеспечения указанной пропускной способности потребуется не менее двух цепей. Длина трассы оценивается в 1900 км.

Технико-экономические показатели экспортных электростанций и линий электропередачи для крупномасштабного экспорта электроэнергии в Китай

Технико-экономические показатели экспортных электростанций, предлагаемых для выдачи электроэнергии из ОЭС Востока в Китай по схеме 1, приведены в таблице 9.1.11, по схеме 2 - в таблице 9.1.12. В основу технико-экономических показателей электростанций и линий электропередачи положены оценки, полученные в Институте систем энергетики СО РАН при выполнении "Комплексного технико-экономического анализа вариантов экспорта электроэнергии из России в Китай" (Иркутск, 2005 г.). Удельные капиталовложения в сооружение Эльгинской ГРЭС носят экспертный характер.

В качестве оборудования для экспортных ГРЭС рассматривались наиболее передовые технологии (паротурбинные энергоблоки на сверхсуперкритические параметры пара с КПД 45%), способствующие повышению эффективности использования угля на ТЭС.

Из-за отсутствия у авторов прогнозных цен на эльгинский уголь расчетные цены на этот уголь принимались по текущим ценам (2008 г.) нерюнгринского угля.

Технико-экономические показатели линий электропередачи для экспорта электроэнергии по схеме 1 приведены в таблице 9.1.13.

Технико-экономические показатели линий электропередачи для экспорта электроэнергии по схеме 2 приведены в таблице 9.1.14.

Оценка капиталовложений и эксплуатационных затрат на сооружение экспортных электростанций и линий электропередач.

Суммарные капиталовложения по рассмотренным схемам экспорта электроэнергии в Китай, включающие капиталовложения в генерацию и сети, приведены в таблице 9.1.15.

"Схема 1. Экспорт электроэнергии от Эльгинской и Ургальской ГРЭС в Китай (г. Шэньян)" (рис. 9.1.1)

"Схема 2. Экспорт электроэнергии от Учурского ГЭКа в Китай (г. Шэньян)" (рис. 9.1.2)

Таблица 9.1.11 - Технико-экономические показатели экспортных электростанций (Схема 1)

Показатель	Единица измерения	Электростанция
		Эльгинская ГРЭС	Ургальская ГРЭС
Установленная мощность	млн. кВт	1,8	2,4
Производство электроэнергии	млрд. кВт. ч.	11,7	15,6
Отпуск электроэнергии	млрд. кВт. ч.	11,1	14,8
Суммарные капиталовложения	млн. дол.	2970	3552
Удельные капиталовложения	долл./кВт	1650	1480
КПД	%	45	45
Удельный расход топлива	г у.т./кВт. ч.	276	276
Расход топлива	тыс. т. у.т.	3229	4259
Вид топлива		уголь	уголь
Цена топлива	дол./т. у.т.	62	40
Количество часов	час	6500	6500
Срок службы	лет	35	35
Удельные выбросы СО2	т/т. у.т.	2,7	2,7
Суммарные выбросы СО2	млн. т. у.т./год	8,72	11,50
Плата за выбросы СО2	долл./т. СО2	10	10
Ежегодные издержки, всего	млн. долл./год	440	472
в том числе: постоянная составляющая		163	195
топливная составляющая		190	162
плата за выбросы СО2		87	115

Таблица 9.1.12 - Технико-экономические показатели экспортных электростанций (Схема 2)

Показатель	Единица измерения	Электростанция
		Учурская ГЭС	Средне-Учурская ГЭС
Установленная мощность	млн. кВт	0,365	3,3
Производство электроэнергии	млрд. кВт. ч.	2,2	15
Капиталовложения	млн. долл.	588	5366
Суммарные капиталовложения в каскаде	млн. долл.	5954
Удельные капиталовложения	дол./кВт	1611	1626
Срок службы	лет	60	60
Ежегодные издержки, всего	млн. дол./год	13	158
Суммарные ежегодные издержки в каскаде	млн. дол./год	171

Таблица 9.1.13 - Технико-экономические показатели линий электропередач (Схема 1)

Показатель	Единица измерения	Участки
		Эльга-Ургал	Ургал-Шэньян
Расстояние	км.	600	1400
Количество цепей	шт.	2	2
Пропускная способность 1-й цепи	ГВт	0,9	2,5
Потери в линейной части	%/1000 км.	5	5
Потери в подстанции	%/шт.	2	2
Передаваемая мощность 2-х цепей (с учетом потерь)	ГВт	1,55	3,08
Количество передаваемой электроэнергии (с учетом потерь)	млрд. кВт. ч.	9,3	18,5
Удельные капиталовложения в линейную часть	тыс. дол./км.	290	595
Капиталовложения в линейную часть	млн. дол.	348	1666
Количество подстанций (ПС)	шт.	4	4
Удельные капиталовложения в ПС	млн. дол./шт.	33	342,5
Капиталовложения в ПС	млн. дол.	132	1370
Капиталовложения в ЛЭП, всего	млн. дол.	480	3036
Доля ежегодных издержек в линейную часть (от капвложений)	%	3	2,5
Доля ежегодных издержек в ПС (от капвложений)	%	8,5	8
Ежегодные издержки в линейную часть	млн. дол./год	10,4	41,7
Ежегодные издержки в ПС	млн. дол./год	11,2	109,6
Ежегодные издержки в ЛЭП, всего	млн. дол./год	21,6	151,3
Суммарные капиталовложения по схеме 1	млн. дол.	3516
Суммарные ежегодные издержки по схеме 1	млн. дол./год	172,9

Расчеты показывают, что на сооружение экспортных электростанций и линий электропередачи по схеме 1 (Эльга - Ургал - Шэньян) потребуется 10 млрд. долл. капиталовложений, при этом 65% или 6,5 млрд. долл. из них будет приходиться на строительство электростанций (Эльгинской и Ургальской ГРЭС) и 35% или 3,5 млрд. долл. на сооружение линий электропередачи.

При сооружении экспортных электростанций и линий электропередачи по схеме 2 (Учур-Шэньян) объем требуемых капиталовложений оценивается в 9,6 млрд. долл., из них 6 млрд. долл. в строительство Учурских ГЭС и 3,6 млрд. долл. на строительство линий электропередачи.

Более существенные различия рассмотренные схемы имеют по эксплуатационным затратам на электростанциях, что связано с большой долей топливной составляющей и плат за выбросы СО2 (63%) в ежегодных издержках электростанций на угле.

Таблица 9.1.14 - Технико-экономические показатели линий электропередач (Схема 2)

Показатель	Единица измерения	Участок Ургал-Шэньян
Расстояние	км.	1900
Количество цепей	шт.	2
Пропускная способность 1-й цепи	ГВт	2,5
Потери в линейной части	%/1000 км.	5
Потери в подстанциях	%/шт.	2
Передаваемая мощность 2-х цепей (с учетом потерь)	ГВт	3,02
Количество передаваемой электроэнергии (с учетом потерь)	млрд. кВт. ч.	14,2
Удельные капиталовложения в линейную часть	тыс. долл./км.	595
Капиталовложения в линейную часть	млн. долл.	2261
Количество ПС	шт.	4
Удельные капиталовложения в подстанции	млн. дол./шт.	342,5
Капиталовложения в подстанции	млн. долл.	1370
Капиталовложения в ЛЭП, всего	млн. долл.	3631
Доля ежегодных издержек в линейную часть (от капвложений)	%	2,5
Доля ежегодных издержек в ПС (от капиталовложений)	%	8
Ежегодные издержки в линию	млн. долл.	56,5
Ежегодные издержки в ПС	млн. долл.	109,6
Ежегодные издержки в ЛЭП	млн. долл.	166,1

Таблица 9.1.15 - Суммарные затраты в производство и передачу электроэнергии в Китай

Энергетический объект	Затраты	Схема 1	Схема 2
Электростанции	Капиталовложения, млрд. долл.	6520	5954
	Ежегодные издержки, млн. долл./год	912	171
ЛЭП	Капиталовложения, млрд. долл.	3516	3631
	Ежегодные издержки, млн. долл./год	173	166
Всего	Капиталовложения, млрд. долл.	10036	9585
	Ежегодные издержки, млн. долл./год	1085	337

Оценка тарифов на экспорт электроэнергии в Китай

Тарифы были определены как минимально приемлемая для экспортера цена на поставляемую в Китай электроэнергию, при которой обеспечивается компенсация всех эксплуатационных издержек и инвестиционных затрат и получение приемлемой прибыли на вложенный капитал.

В таблице 9.1.16 для рассмотренных схем приведены тарифы на отпускаемую электроэнергию с шин электростанций, в таблице 9.1.17 - на передачу электроэнергии в Китай.

Таблица 9.1.16 - Тариф на отпускаемую электроэнергию с шин электростанций, цент/кВт. ч.

Показатель	Схема 1		Схема 2
	Эльгинская ГРЭС	Ургальская ГРЭС	Учурская ГЭС	Средне-Учурская ГЭС
Себестоимость	3,18	2,41	0,59	0,79
в том числе:
- постоянная составляющая	1,47	1,32	0,59	0,79
- топливная составляющая	1,71	1,09
Инвестиционная составляющая*	2,63	2,36	2,68	3,59
Удельная плата за выбросы СО2	0,75	0,74
Тариф на отпускаемую электроэнергию с электростанций	6,56	5,51	3,27	4,38
Средневзвешенный тариф на отпускаемую электроэнергию с электростанций	5,96		4,23

Примечание - * при коэффициенте дисконтирования 10% и сроке службы 35 лет - для ГРЭС и 60 лет - для ГЭС

Таблица 9.1.17 - Тариф на передачу электроэнергии в Китай, цент/кВт. ч.

Показатель	Схема 1		Схема 2
	Эльга-Ургал	Ургал-Шэньян	Учур-Шэньян
Удельные капвложения в ЛЭП	5,2	16,4	25,6
Удельные ежегодные издержки в ЛЭП	0,2	0,8	1,2
Инвестиционная составляющая*	0,57	1,81	2,57
Тариф на передачу электроэнергии по участкам	0,77	2,61	3,74
Тариф на передачу электроэнергии по схеме в целом	3,38		3,74

Примечание - * при коэффициенте дисконтирования 10% и сроке службы 25 лет

Результаты расчетов тарифов на электроэнергию на приемном конце (г. Шэньян) приведены в таблице 9.1.18.

Таблица 9.1.18 - Оценка тарифов на экспорт электроэнергию в Китай, цент/кВт. ч.

Показатель	Схема 1	Схема 2
Тариф, всего	9,34	7,97
- на генерацию	5,96	4,23
- на передачу	3,38	3,74

Расчеты показывают, что с точки зрения экономической эффективности, схема 2 (экспорт электроэнергии от Учурского ГЭК) является более предпочтительной по сравнению со схемой 1 (экспорт электроэнергии от Эльгинской и Ургальской ГРЭС). Тариф на приемном конце в г. Шеньяне по схеме 2 составляет 8 цент/кВт. ч., по схеме 1 - 9,3 цент/кВт. ч., разница в 1,3 цент/кВт. ч. (17,5%).

9.2. Развитие электроэнергетики республики

(1) Южно-Якутский энергорайон

При реализации инвестиционных проектов в Южно-Якутском энергорайоне полезное электропотребления в 2030 г. увеличится в умеренном сценарии в 7,6 раз, в стратегическом - в 9 раз по сравнению с 2007 г. (рисунок 9.2.1, раздел 8.1).

"Динамика полезного электропотребления в Южно-Якутском энергорайоне" (рис. 9.2.1)

В настоящее время из Южно-Якутского энергорайона осуществляются поставки электроэнергии в другие энергосистемы ОЭС Востока, которые в 2007 г. составили 0,78 млрд. кВт*ч.

При формировании перспективных балансов электроэнергии Южно-Якутского энергорайона в обоих сценариях рассматривается возможность создания в нем избытков электроэнергии, предназначенных для покрытия дефицита электроэнергии в энергосистемах ОЭС Востока, для передачи в другие дефицитные энергорайоны Республики Саха (Якутия), а также для возможного крупномасштабного экспорта электроэнергии в Китай.

Экспорт электроэнергии из Южно-Якутского энергорайона в Китай рассматривается:

- за счет экспорта электроэнергии от вновь сооружаемых Эльгинской ГРЭС;

- за счет экспорта от вновь сооружаемых ГЭС ЮЯГЭКа (Средне-Учурской и Учурской ГЭС).

Умеренный сценарий

Развитие генерирующих мощностей

Для обеспечения прогнозируемых нагрузок в регионе, поставок электроэнергии в ОЭС Востока и экспорта электроэнергии в Китай потребуется в период 2009-2030 гг. ввести 4615 МВт мощностей, в том числе 2100 МВт на ГЭС и 2515 МВт на ТЭС, из них 1800 МВт на Эльгинской ГРЭС (таблица 9.2.1).

Таблица 9.2.1 - Вводы мощностей на электростанциях Южно-Якутского энергорайона, МВт (умеренный сценарий)

Электростанция	Период			Всего 2009-2030
	2009-2015	2016-2020	2021-2030
Ввод мощности, всего	305	2830	1480	4615
в том числе: ГЭС, всего		1300	800	2100
из них: Канкунская ГЭС		1300
Нижне-Тимптонская ГЭС			800
ТЭС, всего	305	1530	680	2515
из них: Нерюнгринская ГРЭС	225	330
Эльгинская ТЭЦ	80		80
Эльгинская ГРЭС		1200	600

Ввод мощностей в Южно-Якутском энергорайоне в умеренном сценарии составит:

в период 2009-2015 гг. - 305 МВт, в том числе:

на Нерюнгринской ГРЭС-ТЭЦ - 225 МВт (1 х К-225);

Эльгинской ТЭЦ - 80 МВт; в период 2016-2020 гг. - 2830 МВт, в том числе:

на Нерюнгринской ГРЭС-ТЭЦ - 330 МВт (1 х К-330);

Канкунской ГЭС - 1300 МВт;

Эльгинской ГРЭС - 1200 МВт; в период 2021-2030 гг. - 1480 МВт, том числе: на Нижне-Тимптонской ГЭС - 800 МВт;

Эльгинской ТЭЦ - 80 МВт;

Эльгинской ГРЭС - 600 МВт. Ввод мощностей (расширение) на Нерюнгринской ГРЭС обусловлен ростом электрических нагрузок у потребителей Нерюнгринского и Алданского улусов, а также увеличением поставок электроэнергии в энергосистемы ОЭС Востока.

Сооружение и ввод мощностей на Эльгинской ТЭЦ позволит обеспечить покрытие электрических и тепловых нагрузок при освоении Эльгинского угольного месторождения.

Сооружение Канкунской ГРЭС необходимо для обеспечения:

- дальнейшего роста электрических нагрузок в Южном и Центральном энергорайонах республики;

- дефицита электроэнергии в ОЭС Востока;

- увеличения приграничного экспорта в Китай из Амурской энергосистемы.

Сооружение Эльгинской ГРЭС даст возможность начать поставки электроэнергии из Республики Саха (Якутия) на экспорт в Китай.

Сооружение Нижне-Тимптонской ГЭС обусловлено ростом в этот период электропотребления в Республике Саха (Якутия) и дефицита в Амурской и Хабаровской энергосистемах ОЭС Востока.

Суммарная установленная мощность электростанций Южно-Якутского энергорайона на 01.01. 2008 г. составляла 649 МВт.

В результате ввода в эксплуатацию новых энергоисточников установленная мощность электростанций возрастет по сравнению с 2007 г.:

к 2020 г. в 5,7 раз и достигнет 3721 МВт, в том числе 1300 МВт - на ГЭС, 2411 МВт - на ТЭС и 10,1 МВт - на ДЭС;

к 2030 г. в 7,7 раз и достигнет 5021 МВт, в том числе 2100 МВт - на ГЭС, 2911 МВт - на ТЭС и 10,1 МВт - на ДЭС (таблица 9.2.2).

Баланс электроэнергии

Баланс электроэнергии Южно-Якутского энергорайона в умеренном сценарии развития ТЭК Республики Саха (Якутия) с учетом возможного экспорта электроэнергии в Китай* приведены в таблице 9.2.3.

Для обеспечения прогнозируемого электропотребления республики, передачи электроэнергии в энергосистемы ОЭС Востока и намечаемого ее экспорта в Китай производство электроэнергии в Южно-Якутском энергорайоне к 2020 г. (по сравнению с 2007 г.) увеличится в 8,4 раза и составит 19,4 млрд. кВт*ч., а к 2030 г. - в 11,9 раз и достигнет 27,5 млрд. кВт*ч.

При этом за счет сооружения Канкунской и Нижне-Тимптонской ГЭС производство электроэнергии на ГЭС должна возрасти к 2020 г. до 6,3 млрд. кВт*ч., к 2030 г. - до 10,4 млрд. кВт*ч. Производство электроэнергии на ТЭС за рассматриваемый период должна возрасти в 7,5 раз и достигнуть к 2030 г. 17,1 млрд. кВт*ч. (против 2,3 млрд. кВт. ч. в 2007 г.). Примерно 79% прироста производства электроэнергии на ТЭС будет приходиться на экспортную Эльгинскую ГРЭС.

Намечаемое развитие электроэнергетики республики в умеренном сценарии позволит не только обеспечить прогнозируемое внутреннее электропотребление и экспорт электроэнергии, но и создать в Южно-Якутском энергорайоне избытки электроэнергии для покрытия дефицита электроэнергии в энергосистемах ОЭС Востока и передачи электроэнергии в Западный и Центральный энергорайоны республики.

Таблица 9.2.2 - Динамика установленной мощности электростанций Южно-Якутского энергорайона, МВт (умеренный сценарий)

Электростанция	Год
	2007	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Установленная мощность, всего	649	646	646	891	3721	4601	5021
в том числе: ГЭС, всего					1300	2100	2100
из них: Канкунская ГЭС					1300	1300	1300
Нижне-Тимптонская ГЭС						800	800
ТЭС, всего	618	618	618	881	2411	2491	2911
из них: Нерюнгринская ГРЭС	570	570	570	765	1095	1095	915
Чульманская ТЭЦ	48	48	48	36	36	36	36
Эльгинская ТЭЦ				80	80	160	160
Эльгинская ГРЭС					1200	1200	1800
ДЭС, всего	31,2	27,6	27,9	10,1	10,1	10,1	10,1
из них: Южно-Якутские сети	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6
ОАО "Сахаэнерго"	29,6	26	26,3	8,5	8,5	8,5	8,5

Таблица 9.2.3 - Баланс электроэнергии Южно-Якутского энергорайона, млн. кВт*ч./год (умеренный сценарий)

Статья баланса	Год
	2007	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Производство электроэнергии, всего	2324	2697	2510	3731	19369	23863	27525
в том числе: ГЭС, всего					6300	10400	10400
из них: Канкунская ГЭС					6300	6300	6300
Нижне-Тимптонская ГЭС						4100	4100
ТЭС, всего	2324	2697	2510	3731	13069	13463	17125
из них: Нерюгринская ГРЭС*	2272	2643	2455	3467	4845	4838	4600
Эльгинская ТЭЦ				240	400	800	800
Эльгинская ГРЭС					7800	7800	11700
ДЭС ОАО "Сахаэнерго"	52	54	55	24	24	25	25
Экспорт электроэнергии**					7200	7200	10800
Передача (сальдо)	781	1087	881	273	6826	8880	7116
- энергосистемы ОЭС Востока**	781	1087	881	273	5476	7280	5716
- Западный энергорайон					450	600
- Центральный энергорайон					900	1000	1400
Потребление, всего	1543	1611	1629	3457	5342	7783	9607
в том числе:
- собственные нужды и потери в сетях	535	598	599	1106	1496	1837	1935
- полезное электропотребление	1003	1013	1030	2351	3846	5946	7673

Примечание - *) включая Чульманскую ТЭЦ; **) с учетом потерь в сетях

В связи с вводом в Южно-Якутском энергорайоне новых электростанций структура производства электроэнергии претерпит существенные изменения. До 2015 г. основным производителем электроэнергии в энергорайоне будет оставаться Нерюнгринская ГРЭС. После 2020 г. ее доля сократится до 20%, при этом доля Эльгинской ГРЭС в производстве электроэнергии достигнет 40%, доля ГЭС после ввода в эксплуатацию Нижне-Тимптонской ГЭС возрастет также до 40% (рисунок 9.2.2).

"Структура производства электроэнергии в Южно-Якутском энергорайоне (умеренный сценарий)" (рис. 9.2.2)

____________________

* За счет крупномасштабного экспорта электроэнергии от вновь сооружаемых Эльгинской ГРЭС

Потребность в топливе электростанций

В 2007 г. на электростанциях Южно-Якутского энергорайона было израсходовано 1089 тыс. т. у.т. топлива, из них 7 тыс. т. у.т. мазута, 19 тыс. т. у.т. дизельного топлива и 1064 тыс. т. у.т. угля.

К 2030 г. потребление топлива на производство электрической и тепловой энергии на ТЭС Южно-Якутского энергорайона в умеренном сценарии увеличится по сравнению с 2007 г. в 4,5 раза и составит 5,25 млн. т. у.т. (таблица 9.2.4). При этом расход угля увеличится в 4,9 раза и к 2030 г. составит 5,22 млн. т. у.т., из него 62% (3,2 млн. т. у.т.) будет приходиться на Эльгинскую ГРЭС.

За рассматриваемый период потребление угля на Нерюнгринской ГРЭС возрастет в 1,6 раза и к 2030 г. достигнет 1,7 млн. т. у.т. (против 1,07 млн. т. у.т. в 2007 г.).

Потребление угля на Эльгинской ТЭЦ к 2015 г. составит 0,11 млн. т. у.т. и к 2030 г. увеличится до 0,31 млн. т. у.т.

Потребление мазута на ТЭС увеличится с 7 тыс. т. у.т. в 2007 г. до 18 тыс. т. у.т. к 2030 г., дизельного топлива - снизится с 19 тыс. т. у.т. до 9 тыс. т.

Таблица 9.2.4 - Потребление топлива на производство электроэнергии и тепла на ТЭС Южно-Якутского энергорайона, тыс. т у.т./год (умеренный сценарий)

Топливо	Год
	2007	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Электростанции, всего	1089	1155	1090	1543	4128	4228	5250
в том числе: мазут	7	7	6	9	16	15	17
дизельное	18	19	19	9	9	9	9
уголь	1064	1129	1065	1525	4103	4204	5224
ТЭС, всего	1070	1136	1071	1534	4119	4216	5241
в том числе: мазут	7	7	6	9	16	15	17
уголь	1064	1129	1065	1525	4103	4204	5224
из них: Нерюнгринская* ГРЭС	1070	1136	1072	1425	1809	1783	1706
в том числе: мазут	7	7	6	9	11	11	10
уголь	1064	1129	1065	1417	1798	1772	1695
Эльгинская ТЭЦ				109	157	284	307
в том числе: мазут				0,2	0,3	0,6	0,6
уголь				109	157	283	306
Эльгинская ГРЭС					2153	2153	3229
в том числе: мазут					4	4	6
уголь					2148	2148	3223
ДЭС, всего	18	19	19	9	9	9	9

Примечание - * включая Чульманскую ТЭЦ

Стратегический сценарий Развитие генерирующих мощностей

Для обеспечения прогнозируемых нагрузок в республике, поставок электроэнергии в ОЭС Востока и экспорта электроэнергии в Китай в стратегическом сценарии потребуется в период 2007-2030 гг. ввести также, как в умеренном, 4615 МВт мощностей, в том числе 2100 МВт на ГЭС и 2515 МВт на ТЭС, из них 1800 МВт на Эльгинской ГРЭС (таблица 9.2.5).

Перенос (на пятилетку) сроков ввода 5-го блока (330 МВт) на Нерюнгринской ГРЭС, а также мощностей на Эльгинской ТЭЦ и Эльгинской ГРЭС (по сравнению с умеренным сценарием) связан с более ранним сроком в стратегическом сценарии сооружения металлургического комбината на базе железных руд южной Якутии и освоения Эльгинского угольного месторождения.

Ввод мощностей в Южно-Якутском энергорайоне в стратегическом сценарии составит:

в период 2009-2015 гг. - 1315 МВт, в том числе:

на Нерюнгринской ГРЭС-ТЭЦ - 555 МВт (1 х К-225 + 1 х К-330);

Эльгинской ТЭЦ - 160 МВт; Эльгинской ГРЭС - 600 МВт; в период 2016-2020 гг. - 1900 МВт, в том числе: на Канкунской ГЭС - 1300 МВт; Эльгинской ГРЭС - 600 МВт; в период 2021-2030 гг. - 1400 МВт, том числе: на Нижне-Тимптонской ГЭС - 800 МВт; Эльгинской ГРЭС - 600 МВт.

Таблица 9.2.5 - Вводы мощностей на электростанциях Южно-Якутского энергорайона, МВт (стратегический сценарий)

Наименование	Период			Всего
	2009-2015	2016-2020	2021-2030	2009-2030
Ввод мощности, всего	1315	1900	1400	4615
в том числе: ГЭС, всего		1300	800	2100
из них: Канкунская ГЭС		1300
Нижне-Тимптонская ГЭС			800
ТЭС, всего	1315	600	600	2515
из них: Нерюнгринская ГРЭС	555
Эльгинская ТЭЦ	160
Эльгинская ГРЭС	600	600	600

Расширение мощностей на Эльгинской ГРЭС обусловлен дальнейшим увеличением крупномасштабного экспорта электроэнергии из Республики Саха (Якутия) в Китай.

В результате ввода мощностей на новых электростанциях установленная мощность электростанций энергорайона возрастет к 2030 г. по сравнению с 2007 г., также как в умеренном сценарии, в 7,7 раз и достигнет 5021 МВт, в том числе 2100 МВт - на ГЭС, 2911 МВт - на ТЭС и 10 МВт - на ДЭС (таблице 9.2.6).

Таблица 9.2.6 - Динамика установленной мощности электростанций Южно-Якутского энергорайона, МВт (стратегический сценарий)

Электростанция	Год
	2007	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Установленная мощность, всего	649	646	646	1901	3801	5201	5021
в том числе: ГЭС, всего					1300	2100	2100
из них: Канкунская ГЭС					1300	1300	1300
Нижне-Тимптонская ГЭС						800	800
ГЭС, всего	618	618	618	1891	2491	3091	2911
из них: Нерюнгринская ГРЭС	570	570	570	1095	1095	1095	915
Чульманская ТЭЦ	48	48	48	36	36	36	36
Эльгинская ТЭЦ				160	160	160	160
Эльгинская ГРЭС				600	1200	1800	1800
ДЭС, всего	31,2	27,6	27,9	10,1	10,1	10,1	10,1
из них: Южно-Якутские сети	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6	1,6
ОАО "Сахаэнерго"	29,6	26	26,3	8,5	8,5	8,5	8,5

Ввод мощностей на Канкунской и Нижне-Тимптонской ГЭС приведет к увеличению доли ГЭС в структуре установленный мощностей в 2020 г. до 34% и к 2030 г. до 42% (таблица 9.2.7).

Таблица 9.2.7 - Изменения структуры установленных мощностей в Южно-Якутском энергорайоне, %

Тип энергоисточника	Год
	2008	2015	2020	2030
Установленная мощность, всего	100	100	100	100
в том числе: ГЭС	-	-	34	41,8
ТЭС	95,5	98,5	65,3	57,9
ДЭС	4,5	1,5	0,7	0,3

Баланс электроэнергии

Балансы электроэнергии Южно-Якутского энергорайона для стратегического сценария развития экономики Республики Саха (Якутия) и возможного экспорта электроэнергии в Китай приведены в таблице 9.2.8.

Таблица 9.2.8 - Баланс электроэнергии Южно-Якутского энергорайона, млн. кВт*ч./год (стратегический сценарий)

Статья баланса	Год
	2007	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Производство электроэнергии, всего	2324	2697	2715	9221	20316	28551	27805
в том числе: ГЭС, всего					6300	10400	10400
из них: Канкунская ГЭС					6300	6300	6300
Нижне-Тимптонская ГЭС						4100	4100
ТЭС, всего	2324	2697	2715	9221	14016	18151	17405
из них: Нерюгринская ГРЭС*	2272	2643	2660	4957	5392	5626	4880
Эльгинская ТЭЦ				640	800	800	800
Эльгинская ГРЭС				3600	7800	11700	11700
ДЭС ОАО "Сахаэнерго"	52	54	55	24	24	25	25
Экспорт электроэнергии**				3600	7200	10800	10800
Передача (сальдо)	781	1087	959	1404	3908	7612	6023
- энергосистемы ОЭС Востока**	781	1087	959	1404	3008	6712	5123
- Центральный энергорайон					900	900	900
Электропотребление, всего	1543	1611	1756	4216	9207	10140	10982
в том числе: - собственные нужды и потери в сетях	535	598	595	1308	2510	2039	1887
- полезное электропотребление	1003	1013	1161	2908	6697	8100	9095

Примечание - *) включая Чульманскую ТЭЦ; **) с учетом потерь в сетях

Для обеспечения прогнозируемого электропотребления республики, передачи электроэнергии в энергосистемы ОЭС Востока и намечаемого ее экспорта в Китай*, производство электроэнергии в Южно-Якутском энергорайоне к 2020 г. увеличится по сравнению с 2007 г. в 8,7 раза и составит 20,3 млрд. кВт*ч., а к 2030 г. - в 12 раз и достигнет 27,8 млрд. кВт*ч.

Прирост производства электроэнергии за рассматриваемый период в энергорайоне на 41% будет покрываться за счет ГЭС и на 59% - ТЭС (таблица 9.2.9).

Таблица 9.2.9 - Структура прироста производства электроэнергии в Южно-Якутском энергорайоне

Показатель	2007-2030 гг.
	млрд. кВт*ч.	%
Прирост производства электроэнергии, всего	25,5	100
в том числе: ГЭС	10,4	41
ТЭС	15,1	59 (100)
из них: Эльгинская ГРЭС	11,7	46 (77)

За счет сооружения Канкунской и Нижне-Тимптонской ГЭС производство электроэнергии на ГЭС возрастет к 2020 г. до 6,3 млрд. кВт*ч., к 2030 г. - до 10,4 млрд. кВт*ч. Производство электроэнергии на ТЭС за рассматриваемый период возрастет в 7,6 раз и достигнет к 2030 г. 17,4 млрд. кВт*ч. (против 2,3 млрд. кВт*ч. в 2007 г.). Примерно 77% прироста производства электроэнергии на ТЭС республики будет приходиться на экспортную Эльгинскую ГРЭС.

Изменения в структуре производства электроэнергии в Южно-Якутском энергорайоне произойдут уже к 2015 г. До этого времени основным производителем электроэнергии в энергорайоне будет оставаться Нерюнгринская ГРЭС. В 2015 г. ее доля сократится до 52% за счет ввода в эксплуатацию Эльгинской ГРЭС, доля которой в производстве электроэнергии составит 40% (рисунок 9.2.3). В дальнейшем доля Нерюнгринской ГРЭС будет продолжать снижаться и к 2030 г. составит лишь 20%. Доля ГЭС после ввода в эксплуатацию Нижне-Тимптонской ГЭС возрастет до 37-38%.

Намечаемое развитие электроэнергетики республики позволит не только обеспечить прогнозируемое внутреннее электропотребление и экспорт электроэнергии, но и создать в Южно-Якутском энергорайоне избытки электроэнергии для покрытия дефицита электроэнергии в энергосистемах ОЭС Востока и передачи электроэнергии в Центральный энергорайон республики.

Потребность в топливе электростанций

Прогноз потребления топлива на производство электрической и тепловой энергии на электростанциях Южно-Якутского энергорайона в стратегическом сценарии приведен в таблице 9.2.10.

"Структура производства электроэнергии в Южно-Якутском энергорайоне (стратегический сценарий)" (рис. 9.2.3)

Таблица 9.2.10 - Потребление топлива на производство электрической и тепловой энергии на ТЭС Южно-Якутского энергорайона, тыс. т у.т./год (стратегический сценарий)

Топливо	Год
	2007	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Электростанции, всего	1089	1155	1151	3096	4562	5690	5488
в том числе: мазут	7	7	7	14	18	20	18
дизельное	18	19	19	9	9	9	9
уголь	1064	1129	1125	3073	4535	5661	5461
ТЭС, всего	1070	1136	1132	3087	4553	5681	5479
в том числе: мазут	7	7	7	14	18	20	18
уголь	1064	1129	1125	3073	4535	5661	5461
из них: Нерюнгринская* ГРЭС	1070	1136	1132	1850	2116	2160	1944
в том числе: мазут	7	7	7	11	13	13	12
уголь	1064	1129	1125	1838	2104	2148	1932
Эльгинская ТЭЦ				244	284	292	307
в том числе: мазут				0,5	0,6	0,6	0,6
уголь				243	283	291	306
Эльгинская ГРЭС				994	2153	3229	3229
в том числе: мазут				2	4	6	6
уголь				992	2148	3223	3223
ДЭС, всего	18	19	19	9	9	9	9

Примечание - * включая Чульманскую ТЭЦ

К 2030 г. потребление топлива на ТЭС Южно-Якутского энергорайона в стратегическом сценарии увеличится по сравнению с 2007 г. в 5 раз и составит 5,5 млн. т. у.т. При этом расход угля увеличится в 5,2 раза и к 2030 г. составит 5,46 млн. т. у.т., из него 59% (3,2 млн. т. у.т.) будет приходиться на Эльгинскую ГРЭС.

За рассматриваемый период потребление угля на Нерюнгринской ГРЭС возрастет в 1,8 раза и к 2030 г. достигнет 1,9 млн. т. у.т. (против 1,07 млн. т. у.т. в 2007 г.).

Потребление угля на Эльгинской ТЭЦ к 2015 г. составит 0,24 млн. т. у.т. и к 2030 г. увеличится до 0,31 млн. т. у.т.

____________________

* За счет крупномасштабного экспорта электроэнергии от вновь сооружаемых Эльгинской ГРЭС. При сооружения Средне-Учурской и Учурской ГЭС экспорт из Южно-Якутского энергорайона в Китай к 2025 г. может увеличиться еще на 17 млрд. кВт*ч.

(2) Центральный энергорайон

Умеренный сценарий

При принятых предпосылках развития экономики республики по умеренному сценарию полезное потребление электроэнергии в Центральном энергорайоне увеличится в 2030 г. в 2,7 раза по сравнению с уровнем 2008 г. и составит 3,6 млрд. кВт*ч. (рисунок 9.2.4, параграф 8.1). Максимум нагрузки возрастет 2,5 раза и достигнет в 2030 г. 760 МВт.

"Динамика полезного электропотребления и максимума нагрузки в Центральном энергорайоне (умеренный сценарий)" (рис. 9.2.4)

Развитие генерирующих мощностей

Для обеспечения заданного уровня электропотребления потребность в мощности с учетом резерва в 2030 г. составит 836 МВт, что в 2,3 раза больше, чем в 2008 г. (таблица 9.2.11). Потребность в установленной мощности будет обеспечена следующими вводами (таблица 9.2.12):

- в период 2011-2015 гг. 3 блока по 76 МВт на Якутской ГРЭС-2 и 40 МВт на Джебарики-Хайской ТЭЦ,

- в период 2016-2020 гг. 40 МВт на Джебарики-Хайской ТЭЦ,

- в период 2026-2030 гг. 2 блока по 76 МВт на Якутской ГРЭС-2.

Таблица 9.2.11 - Баланс мощности Центрального энергорайона (умеренный сценарий)

Статья баланса	Год
	2007	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Производство электроэнергии, млн. кВт*ч.,
всего	1570	1615	1632	2276	2943	3133	4274
Максимум нагрузки, МВт	299	308	311	428	547	583	760
Число часов использования максимума нагрузки, часов в год	5252	5249	5251	5321	5377	5372	5624
Резерв мощности	60	60	60	76	76	76	76
То же в % к максимуму	20,1	19,5	19,3	17,8	13,9	13,0	10,0
Итого потребность, МВт	359	368	371	504	623	659	836
Покрытие
Установленная мощность, МВт	434	421	420	617	587	587	739
- Якутская ГРЭС	320	320	320	250	180	180	180
- Якутская ГРЭС-2				228	228	228	380
- Якутская ТЭЦ	12	12	12	12	12	12	12
- Центральные электрические сети	102	89	88	87	87	87	87
- Джебарики-Хайская ТЭЦ				40	80	80	80
Используемая в балансе мощность, МВт	474	485	484	717	849	869	1129
- Якутская ГРЭС	384	384	384	308	220	220	220
- Якутская ГРЭС-2				270	270	270	450
- Якутская ТЭЦ	12	12	12	12	12	12	12
- Центральные электрические сети	78	89	88	87	87	87	87
- Джебарики-Хайская ТЭЦ				40	80	80	80
- Переток из Южно-Якутского энергорайона					180	200	280
Дефицит (-), избыток (+), МВт	115	117	113	213	226	210	293
Фактический резерв мощности, МВт	175	177	173	289	302	286	369
То же в % к максимуму	58,5	57,5	55,8	67,6	55,1	49,0	48,6

Таблица 9.2.12 - Вводы (+) и демонтаж (-) мощности в Центральном энергорайоне, МВт (умеренный сценарий)

Электростанция	Период
	2011-2015	2016-2020	2025-2030
Всего	198	-30	152
- Якутская ГРЭС	-70	-70
- Якутская ГРЭС-2	228		152
- Джебарики-Хайская ТЭЦ	40	40

Необходимо отметить, что в настоящее время снабжение электроэнергией потребителей практически всего Центрального энергорайона осуществляется только от одного источника - Якутской ГРЭС физически и морально устаревшим оборудованием. Участившиеся за последние годы случаи возникновения аварийных ситуаций на указанной ГРЭС создают непосредственную угрозу для нормальной жизнедеятельности населения энергорайона и особенно г. Якутска - столицы республики. Нужен новый базовый источник электроснабжения энергорайона и централизованного теплоснабжения г. Якутска. Ввиду отсутствия иных проектов кроме Якутской ГРЭС-2, реализация которого может существенно влиять на экологическую ситуацию в энергорайоне в работе рассматривается проект строительства Якутской ГРЭС-2.

В качестве предварительной оценки обеспечения заданного уровня электропотребления потребность в мощности с учетом резерва в 2030 г. составит 836 МВт, что в 2,3 раза больше, чем в 2008 г. (таблица 9.2.11). Потребность в установленной мощности будет обеспечена следующими вводами (таблица 9.2.12).

Баланс электроэнергии

Производство электроэнергии в Центральном энергорайоне в 2030 г. составит 2,9 млрд. кВт*ч. (таблица 9.2.13). Среднегодовой темп прироста производства электроэнергии в 2011-2015 гг. составит 6,9%, который будет обеспечиваться за счет ввода в эксплуатацию Якутской ГРЭС-2. К 2020 г. произойдет снижение производства электроэнергии электростанциями Центрального энергорайона в связи с выводом из эксплуатации отработавших ресурс блоков Якутской ГРЭС. Растущее потребление электроэнергии в 2020 г. будет обеспечиваться перетоком из Южно-Якутского энергорайона в объеме 900 млн. кВт*ч. В 2021-2025 гг. среднегодовой темп прироста производства электроэнергии составит 0,9%, что объясняется небольшим приростом потребности в электроэнергии в этот период. Рост производства электроэнергии возобновится в 2026-2030 гг. Среднегодовой темп прироста в этот период составит 6,1%. Среднегодовой темп прироста полезного потребления в 2026-2030 гг. составит 6,6%, что выше, чем прирост производства. В связи с эти переток электроэнергии из Южно-Якутского энергорайона увеличится и составит в 2030 г. 1,4 млрд. кВт*ч.

Таблица 9.2.13 - Баланс электроэнергии Центрального энергорайона, млн. кВт*ч./год (умеренный сценарий)

Статья баланса	Год
	2007	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Производство, всего, в том числе:	1570	1615	1632	2276	2043	2133	2874
- Якутская ГРЭС	1423	1494	1509	966	600	600	600
- Якутская ТЭЦ	51	63	64	64	64	64	64
- Центральные электрические сети	29	24	25	17	17	17	17
- Якутская ГРЭС-2				1017	989	1078	1817
- Джебарики-Хайская ТЭЦ				160	320	320	320
- Сангарская ТЭЦ				18	18	19	20
- ОАО "Сахаэнерго"	67	34	34	35	35	36	36
Поступление электроэнергии из Южно-Якутского энергорайона					900	1000	1400
Потребление, всего, в том числе:	1570	1615	1632	2276	2943	3133	4274
- собственные нужды электростанций	77	74	77	91	120	133	151
- потери в электросетях	195	201	202	277	351	364	490
- полезное потребление	1298	1341	1354	1908	2472	2636	3633

Структура производства электроэнергии претерпит существенные изменения в связи с вводом Якутской ГРЭС-2. До этого момента основным производителем электроэнергии в Центральном энергорайоне будет Якутская ГРЭС с долей в производстве более 90% (рисунок 9.2.5). В дальнейшем, с вводом в эксплуатацию Якутской ГРЭС-2 и демонтажем отработавших свой ресурс блоков Якутской ГРЭС, доля Якутской ГРЭС сократится к 2015 г. до 35-40%, к 2020 г. - до 20%. Доля Якутской ГРЭС-2 в производстве электроэнергии к 2030 г. составит около 70%.

"Структура производства электроэнергии в Центральном энергорайоне (умеренный сценарий)" (рис. 9.2.5)

Потребность электростанций в топливе

Основным видом топлива, используемом для производства электроэнергии и тепла, в Центральном энергорайоне в рассматриваемой перспективе останется природный газ (таблица 9.2.14).

Таблица 9.2.14 - Потребление топлива на выработку электроэнергии и тепла на ТЭС Центрального энергорайона, тыс. т у.т./год (умеренный сценарий)

Топливо	Год
	2007	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Расход топлива, всего	926	984	966	1092	1155	1256	1532
в том числе: уголь				51	101	101	101
газ	897	959	941	1019	1032	1132	1409
дизельное топливо	29	25	25	22	22	22	22

Стратегический сценарий

При принятых предпосылках развития экономики республики по стратегическому сценарию полезное потребление электроэнергии в Центральном энергорайоне увеличится в 2030 г. по сравнению с 2008 г. в 2,7 раза и составит 3,6 млрд. кВт*ч. как и при умеренном сценарии развития экономики (рисунок 9.2.6, параграф 8.1). Максимум нагрузки возрастет 2,5 раза и достигнет 760 МВт в 2030 г. Однако динамика увеличения потребления электроэнергии в стратегическом сценарии будет иной, чем в умеренном: значительный прирост потребления в стратегическом сценарии произойдет в период 2011-2020 гг., а в умеренном сценарии рост потребления в рассматриваемой перспективе будет более плавным (рисунок 9.2.7).

"Динамика полезного потребления электроэнергии и максимума нагрузки в Центральном энергорайоне (стратегический сценарий)" (рис. 9.2.6)

"Динамика максимума нагрузки (а) и полезного потребления электроэнергии (б) в Центральном энергорайоне" (рис. 9.2.7)

Развитие генерирующих мощностей

Для обеспечения заданного уровня электропотребления потребность в мощности с учетом резерва в 2030 г. составит, как и в умеренном сценарии, 836 МВт, что в 2,3 раза больше, чем в 2008 г. (таблица 9.2.15). Потребность в установленной мощности обеспечится следующими вводами (таблица 9.2.16):

- в период 2011-2015 гг. 4 блока по 76 МВт на Якутской ГРЭС-2 и 40 МВт на Джебарики-Хайской ТЭЦ,

- в период 2016-2020 гг. 1 блок по 76 МВт на Якутской ГРЭС-2 и 40 МВт на Джебарики-Хайской ТЭЦ,

- в период 2021-2025 гг. 1 блок по 76 МВт на Якутской ГРЭС-2.

На Якутской ГРЭС-2 также как в умеренном сценарии необходим ввод 6 блоков, причем 4 из них до 2015 г.

Таблица 9.2.15 - Баланс мощности Центрального энергорайона (стратегический сценарий)

Статья баланса	Год
	2007	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Производство электроэнергии, млн. кВт*ч.	1570	1615	1632	2499	3911	4068	4293
Максимум нагрузки, МВт	299	308	311	458	689	717	760
Число часов использования максимума нагрузки, часов в год	5252	5249	5251	5455	5677	5673	5649
Резерв мощности	60	60	60	76	76	76	76
То же в % к максимуму	20,1	19,5	19,3	16,6	11,0	10,6	10,0
Итого потребность, МВт	359	368	371	534	765	793	836
Покрытие
Установленная мощность, МВт	434	421	420	693	739	815	815
- Якутская ГРЭС	320	320	320	250	180	180	180
- Якутская ГРЭС-2				304	380	456	456
- Якутская ТЭЦ	12	12	12	12	12	12	12
- Центральные электрические сети	102	89	88	87	87	87	87
- Джебарики-Хайская ТЭЦ				40	80	80	80
Используемая в балансе мощность, МВт	474	485	484	807	1029	1119	1119
- Якутская ГРЭС	384	384	384	308	220	220	220
- Якутская ГРЭС-2				360	450	540	540
- Якутская ТЭЦ	12	12	12	12	12	12	12
- Центральные электрические сети	78	89	88	87	87	87	87
- Джебарики-Хайская ТЭЦ				40	80	80	80
- Переток из Южно-Якутского энергорайона					180	180	180
Дефицит (-), избыток (+), МВт	115	117	113	273	264	326	283
Фактический резерв мощности, МВт	175	177	173	349	340	402	359
То же в % к максимуму	58,5	57,5	55,8	76,1	49,4	56,0	47,2

Таблица 9.2.16 - Вводы (+) и демонтаж (-) мощности в Центральном энергорайоне, МВт (стратегический сценарий)

Электростанция	Период
	2011-2015	2016-2020	2021-2025
Всего	274	46	76
- Якутская ГРЭС	-70	-70
- Якутская ГРЭС-2	304	76	76
- Джебарики-Хайская ТЭЦ	40	40

Баланс электроэнергии

Производство электроэнергии в Центральном энергорайоне в 2030 г. составит 2,9 млрд. кВт*ч. (таблица 9.2.17). Среднегодовой темп прироста производства электроэнергии в 2011-2015 гг. составит 8,9% (в умеренном - 6,9%), который будет обеспечиваться за счет ввода в эксплуатацию Якутской ГРЭС-2. Растущее потребление электроэнергии в 2020 г. будет обеспечиваться перетоком из Южно-якутского энергорайона в объеме 900 млн. кВт*ч. В 2021-2025 гг. среднегодовой темп прироста производства электроэнергии составит 1,0% (в умеренном - 0,9%), что объясняется небольшим приростом потребности в электроэнергии в этот период. Среднегодовой темп прироста в 2026-2030 гг. составит 1,4%. Таким образом, в стратегическом сценарии все крупные потребители электроэнергии появятся уже к 2020 г.

Таблица 9.2.17 - Баланс электроэнергии Центрального энергорайона, млн. кВт*ч./год (стратегический сценарий)

Статья баланса	Год
	2007	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Производство электроэнергии, всего	1570	1615	1632	2499	3011	3168	3393
в том числе: Якутская ГРЭС	1423	1494	1509	834	600	600	600
Якутская ТЭЦ	51	63	64	64	64	64	64
Центральные электрические сети	29	24	25	17	17	17	17
Якутская ГРЭС-2				1372	1958	2113	2336
Джебарики-Хайская ТЭЦ				160	320	320	320
Сангарская ТЭЦ				18	18	19	20
ОАО "Сахаэнерго"	67	34	34	35	35	36	36
Поступление электроэнергии из Южно-Якутского энергорайона	1570	1615	1632	2499	900	900	900
Потребление, всего, в том числе:					3911	4068	4293
- собственные нужды электростанций	77	74	77	107	138	157	171
- потери в электросетях	195	201	202	304	468	475	490
- полезное потребление	1298	1341	1354	2088	3304	3436	3633

Структура производства электроэнергии практически будет совпадать со структурой производства в умеренном сценарии. В настоящее время основным производителем электроэнергии в Центральном энергорайоне является Якутская ГРЭС с долей в производстве электроэнергии более 90% (рисунок 9.2.8). В дальнейшем, с вводом в эксплуатацию Якутской ГРЭС-2 и демонтажем отработавших свой ресурс блоков Якутской ГРЭС, доля Якутской ГРЭС сократится к 2015 г. до 30-35%, к 2020 г. - до 20%. Доля Якутской ГРЭС-2 в производстве электроэнергии к 2030 г. составит около 70%.

Потребность электростанций в топливе

Основным видом топлива, используемом для производства электроэнергии и тепла, в Центральном энергорайоне в рассматриваемой перспективе, как и в умеренном сценарии, останется природный газ (таблица 9.2.18). За счет большего объема производства на Якутской ГРЭС-2 потребление газа этой станцией в 2030 г. в стратегическом сценарии больше, чем в умеренном на 234 тыс. т. у.т. (на 17%).

"Структура производства электроэнергии в Центральном энергорайоне (стратегический сценарий)" (рис. 9.2.8)

Таблица 9.2.18 - Потребление топлива на производство электроэнергии и тепла на ТЭС Центрального энергорайона, тыс. т у.т./год (стратегический сценарий)

Топливо	Год
	2007	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Расход топлива	926	984	966	1237	1474	1631	1767
в том числе: уголь				51	101	101	101
газ	897	959	941	1164	1351	1508	1643
дизельное топливо	29	25	25	22	22	22	22

(3) Западный энергорайон

Умеренный сценарий

При принятых предпосылках развития экономики республики по умеренному сценарию полезное потребление электроэнергии в Западном энергорайоне увеличится в 2030 г. в 2,9 раза по сравнению с 2008 г. и составит 7,7 млрд. кВт*ч. (рисунок 9.2.9, параграф 8.1). Максимум нагрузки возрастет в 2,3 раза и достигнет 1427 МВт в 2030 г.

Развитие генерирующих мощностей

Для обеспечения заданного уровня электропотребления потребность в мощности с учетом резерва в 2030 г. составит 1727 МВт, что в 2,4 раза больше, чем в 2008 г. (таблица 9.2.19). Потребность в установленной мощности обеспечится следующими вводами (таблица 9.2.20):

- в период 2011-2015 гг. 12 МВт на ТЭС нефтяных промыслов,

- в период 2016-2020 гг. 72 МВт на ТЭС нефтяных промыслов и 90 МВт на Светлинской ГЭС (4 агрегат),

- в период 2021-2025 гг. 24 МВт на ТЭС нефтяных промыслов,

- в период 2026-2030 гг. 2 блока по 300 МВт на ТЭС газоперерабатывающего завода в г. Ленске.

"Динамика полезного потребления электроэнергии и максимума нагрузки в Западном энергорайоне (умеренный сценарий)" (рис. 9.2.9)

Баланс электроэнергии

Производство электроэнергии в Западном энергорайоне в 2030 г. составит 8,6 млрд. кВт*ч. (таблица 9.2.21). Среднегодовой темп прироста производства электроэнергии в 2011-2015 гг. составит 5,5%, который будет обеспечиваться за счет загрузки ГЭС. Среднегодовой темп прироста производства электроэнергии в 2016-2025 гг. составит около 1,6%. Этот прирост будет обеспечиваться за счет вывода на проектную мощность Светлинской ГЭС и ввода в эксплуатацию ТЭС на нефтяных промыслах, а также за счет перетока из ЮЯЭР в размере 450 млн. кВт*ч. в 2020 г, и 600 млн. кВт*ч. в 2025 г. Среднегодовой темп прироста производства электроэнергии в 2026-2030 гг. составит 8,9%. Это объясняется вводом в эксплуатацию газоперерабатывающего комплекса в г. Ленске, потребность в электроэнергии которого будет обеспечена за счет собственной ТЭС на природном газе.

Структура производства электроэнергии в Западном энергорайоне за рассматриваемый период существенно изменится. В настоящее время основным поставщиком электроэнергии в Западном энергорайоне является каскад Вилюйских ГЭС: в 2008 г. доля КВГЭС-1, 2 составила 80%, Светлинской ГЭС - 19% (рисунок 9.2.10). В дальнейшем с вводом ТЭС на месторождениях нефти и газа, а также ТЭС ГПЗ в г. Ленске, доля ГЭС в выработке будет постепенно снижаться. В 2030 г. доля ГЭС в выработке электроэнергии составит 50%. Вторым по величине поставщиком электроэнергии будет новая ТЭС в г. Ленске. Ее доля составит 37%. Доля ТЭС на месторождениях нефти и газа в 2030 г. составит 12%.

Потребность электростанций в топливе

На тепловых электростанциях в Западном энергорайоне в качестве топлива будет использоваться только природный и попутный газ. К 2030 г. потребление газа достигнет 1,3 млн. т. у.т. (таблица 9.2.22). Более 75% потребления будет приходиться на ТЭС ГПЗ в г. Ленске.

Таблица 9.2.19 - Баланс мощности Западного энергорайона (умеренный сценарий)

Статья баланса	Год
	2007	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Производство электроэнергии, млн. кВт*ч.	3023	3130	3536	4617	5691	5999	8629
Максимум нагрузки, МВт	602	616	685	856	1018	1055	1427
Число часов использования максимума нагрузки, часов в год	5022	5077	5159	5392	5588	5689	6047
Резерв мощности	90	90	90	90	90	90	300
То же в % к максимуму	15,0	14,6	13,1	10,5	8,8	8,5	21,0
Итого потребность, МВт	692	706	775	946	1108	1145	1727
Покрытие
Установленная мощность, МВт	1043	1138	1198	1225	1387	1411	2011
- Каскад Вилюйских ГЭС 1,2	680	680	680	680	680	680	680
- Мирнинская ГРЭС	120	120	72	72	72	72	72
- Светлинская ГЭС	180	270	270	270	360	360	360
- ГТУ 24 МВт, г. Ленск	24	24	24	24	24	24	24
- Западные электрические сети	39	44	44	59	59	59	59
- Талаканская ТЭС			96	96	96	96	96
- ТЭС ГПЗ г. Ленск							600
- ТЭС нефтяных промыслов			12	24	96	120	120
Используемая в балансе мощность, МВт	738	777	930	1103	1245	1299	1779
- Каскад Вилюйских ГЭС 1,2	600	600	600	600	600	600	600
- Светлинская ГЭС	75	109	250	300	300	300	300
- ГТУ 24 МВт, г. Ленск	24	24	24	24	24	24	24
- Западные электрические сети	39	44	44	59	39	39	39
- Талаканская ТЭС				96	96	96	96
- ТЭС ГПЗ г. Ленск							600
- ТЭС нефтяных промыслов			12	24	96	120	120
- Переток из Южно-Якутского энергорайона					90	120
Дефицит (-), избыток (+), МВт	47	71	155	157	137	154	52
Фактический резерв мощности, МВт	137	161	245	247	227	244	352
То же в % к максимуму	22,7	26,0	35,7	28,8	22,2	23,2	24,7

Таблица 9.2.20 - Вводы (+) и демонтаж (-) мощности в Западном энергорайоне (умеренный сценарий), МВт

Электростанция	Период
	2008-2010	2011-2015	2016-2020	2021-2025	2025-2030
Всего	-36	12	162	24	600
- Мирнинская ГРЭС	-48
- Светлинская ГЭС			90
- ТЭС ГПЗ г. Ленск					600
- ТЭС нефтяных промыслов	12	12	72	24

Таблица 9.2.21 - Баланс электроэнергии Западного энергорайона, млн. кВт*ч./год (умеренный сценарий)

Статья баланса	Год
	2007	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Производство электроэнергии, всего	3023	3130	3536	4617	5241	5399	8629
- Каскад Вилюйских ГЭС 1, 2	2795	2519	2618	3182	3182	3182	3182
- Западные электрические сети	5	6	6	1	1	1	1
- Светлинская ГЭС	222	605	641	891	1200	1200	1200
- Талаканская ТЭС			230	416	442	442	442
- ТЭС ГПЗ Ленск							3191
- ТЭС нефтяных промыслов			42	126	415	574	613
Поступление электроэнергии из
Южно-Якутского энергорайона					450	600
Отпуск в Северный энергорайон					42	126	126
Потребление, всего, в том числе:	3023	3130	3536	4617	5649	5873	8503
- собственные нужды электростанций	51	62	58	45	47	49	98
- потери в электросетях	389	402	443	545	730	742	734
- полезное потребление	2582	2667	3035	4027	4872	5081	7671

"Структура производства электроэнергии в Западном энергорайоне (умеренный сценарий)" (рис. 9.2.10)

Таблица 9.2.22 - Потребление газа на производство электроэнергии на ТЭС Западного энергорайона, тыс. т у.т./год (умеренный сценарий)

Электростанция	Год
	2010	2015	2020	2025	2030
Всего	83	166	262	310	1296
- Талаканская ТЭС	70	127	135	135	135
- ТЭС нефтяных промыслов	13	38	127	175	187
- ТЭС ГПЗ г. Ленск					974

Стратегический сценарий

При принятых предпосылках развития экономики республики по стратегическому сценарию полезное потребление электроэнергии в Западном энергорайоне увеличится в 2030 г. в 4,2 раза к уровню 2008 г. и составит 11,1 млрд. кВт*ч. (рисунок 9.2.11, параграф 8.1), это значительно больше. Это значительно больше, чем в умеренном сценарии. Максимум нагрузки возрастет 3,1 раза и достигнет 1939 МВт в 2030 г. Такая динамика увеличения потребления электроэнергии в стратегическом сценарии объясняется, в основном, более ранним вводом в эксплуатацию газоперерабатывающего завода в г. Ленске: значительный прирост потребления в стратегическом сценарии произойдет в период 2016-2020 гг., а в умеренном сценарии рост потребления в рассматриваемой перспективе будет более плавным и скачок произойдет в период 2026-2030 гг. (рисунок 9.2.12).

Развитие генерирующих мощностей

Для обеспечения заданного уровня электропотребления потребность в мощности с учетом резерва в 2030 г. составит 2239 МВт, что в 3,2 раза больше, чем в 2008 г. (таблица 9.2.23). Потребность в установленной мощности обеспечится следующими вводами (таблица 9.2.24): - в период 2011-2015 гг. 48 МВт на ТЭС нефтяных промыслов и 90 МВт на Светлинской ГЭС (4 агрегат),

- в период 2016-2020 гг. 48 МВт на ТЭС нефтяных промыслов и 2 блока по 300 МВт на ТЭС ГПЗ в г. Ленске,

- в период 2021-2025 гг. 24 МВт на ТЭС нефтяных промыслов и 1 блок по 300 МВт на ТЭС ГПЗ в г. Ленске,

- в период 2026-2030 гг. 24 МВт на ТЭС нефтяных промыслов и 1 блок по 300 МВт на ТЭС ГПЗ в г. Ленске.

"Динамика полезного потребления электроэнергии и максимума нагрузки в Западном энергорайоне (стратегический сценарий)" (рис. 9.2.11)

"Динамика максимума нагрузки (а) и полезного потребления электроэнергии (б) в Западном энергорайоне" (рис. 9.2.12)

Таким образом, ввод в эксплуатацию 4 агрегата на Светлинской ГЭС по условиям баланса мощности необходимо осуществить раньше, чем в умеренном сценарии.

Баланс электроэнергии

Выработка электроэнергии в Западном энергорайоне в 2030 г. составит 12,2 млрд. кВт*ч. (таблица 9.2.25). Среднегодовой темп прироста производства электроэнергии в 2011-2015 гг. составит 5,9%, который будет обеспечиваться за счет загрузки КВГЭС-1,2 и вывода на проектную мощность Светлинской ГЭС. Среднегодовой темп прироста производства электроэнергии в 2016-2020 гг. составит 11,8%. Этот прирост обусловлен вводом ТЭС ГПЗ в г. Ленске. Среднегодовой темп прироста производства электроэнергии в 2021-2025 гг. составит 3,6%, в 2026-2030 гг. - 3,0%.

Структура производства электроэнергии в Западном энергорайоне в этом сценарии изменится раньше, чем в умеренном сценарии. С вводом ТЭС на месторождениях нефти и газа, а также ТЭС ГПЗ в г. Ленске, доля ГЭС в выработке будет постепенно снижаться. В 2030 г. доля ГЭС в выработке электроэнергии составит 36%, что значительно меньше, чем в умеренном сценарии (рисунок 9.2.13). Крупнейшим поставщиком электроэнергии будет новая ТЭС в г. Ленске. Ее доля в 2030 г. составит 54%. Доля ТЭС на месторождениях нефти и газа в 2030 г. составит 10%.

Потребность электростанций в топливе

На тепловых электростанциях в Западном энергорайоне в качестве топлива будет использоваться только природный и попутный газ. К 2030 г. потребление газа достигнет 2,4 млн. т. у.т. (таблица 9.2.26), что в 1,8 раза больше, чем в умеренном сценарии. Более 80% потребления будет приходиться на ТЭС ГПЗ в г. Ленске.

Таблица 9.2.23 - Баланс мощности Западного энергорайона (стратегический сценарий)

Статья баланса	Год
	2007	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Производство электроэнергии, млн. кВт*ч.	3023	3130	3790	5046	8821	10540	12199
Максимум нагрузки, МВт	602	616	720	931	1467	1702	1939
Число часов использования максимума нагрузки, часов в год	5022	5077	5264	5419	6011	6194	6290
Резерв мощности	90	90	90	90	300	300	300
То же в % к максимуму	15,0	14,6	12,5	9,7	20,4	17,6	15,5
Итого потребность, МВт	692	706	810	1021	1767	2002	2239
Покрытие
Установленная мощность, МВт	1043	1138	1210	1363	2011	2335	2659
- Каскад Вилюйских ГЭС 1,2	680	680	680	680	680	680	680
- Мирнинская ГРЭС	120	120	72	72	72	72	72
- Светлинская ГЭС	180	270	270	360	360	360	360
- ГТУ 24 МВт, г. Ленск	24	24	24	24	24	24	24
- Западные электрические сети	39	44	44	59	59	59	59
- Талаканская ТЭС			96	96	96	96	96
- ТЭЦ ГПЗ Ленск					600	900	1200
- ТЭС нефтяных промыслов			24	72	120	144	168
Используемая в балансе мощность, МВт	738	777	942	1151	1799	2123	2447
- Каскад Вилюйских ГЭС 1,2	600	600	600	600	600	600	600
- Светлинская ГЭС	75	109	250	300	300	300	300
- ГТУ 24 МВт, г. Ленск	24	24	24	24	24	24	24
- Западные электрические сети	39	44	44	59	59	59	59
- Талаканская ТЭС				96	96	96	96
- ТЭЦ ГПЗ Ленск					600	900	1200
- ТЭС нефтяных промыслов			24	72	120	144	168
Дефицит (-), избыток (+), МВт	47	71	132	130	32	121	208
Фактический резерв мощности, МВт	137	161	222	220	332	421	508
То же в % к максимуму	22,7	26,0	30,8	23,6	22,6	24,8	26,2

Таблица 9.2.24 - Вводы (+) и демонтаж (-) мощности в Западном энергорайоне, МВт (стратегический сценарий)

Электростанция	Период
	2008-2010	2011-2015	2016-2020	2021-2025	2026-2030
Всего	-24	138	648	324	324
- Мирнинская ГРЭС	-48
- Светлинская ГЭС		90
- ТЭЦ ГПЗ Ленск			600	300	300
- ТЭС нефтяных промыслов	24	48	48	24	24

Таблица 9.2.25 - Баланс электроэнергии Западного энергорайона (стратегический сценарий), млн. кВт*ч.

Статья баланса	Год
	2007	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Производство, всего, в том числе:	3023	3130	3790	5046	8821	10540	12199
- Каскад Вилюйских ГЭС 1,2	2795	2519	2652	3091	3182	3182	3182
- Западные электрические сети	5	6	6	1	1	1	1
- Светлинская ГЭС	222	605	658	1200	1200	1200	1200
- Талаканская ТЭС			425	446	442	442	442
- ТЭС ГПЗ Ленск					3400	5000	6591
- ТЭС нефтяных промыслов			49	307	595	715	783
Отпуск за пределы (в Северный энергорайон)					42	126	126
Потребление, всего, в том числе:	3023	3130	3790	5046	8779	10414	12073
- собственные нужды электростанций	51	62	63	52	101	126	151
- потери в электросетях	389	402	475	596	802	830	832
- полезное потребление	2582	2667	3252	4398	7876	9458	11090

"Структура производства электроэнергии в Западном энергорайоне (стратегический сценарий)" (рис. 9.2.13)

Таблица 9.2.26 - Потребление газа на производство электроэнергии на ТЭС Западного энергорайона, тыс. т у.т./год (стратегический сценарий)

Электростанция	Год
	2010	2015	2020	2025	2030
Всего	145	230	1355	1880	2386
- Талаканская ТЭС	130	136	135	135	135
- ТЭС нефтяных промыслов	15	94	182	218	239
- ТЭС ГПЗ г. Ленск			1038	1527	2013

(4) Северный энергорайон

Развитие электроэнергетики в Северном энергорайоне обусловлено, прежде всего, ростом потребности в электрической мощности, связанным с реализацией крупных промышленных проектом освоения месторождений минерального сырья, расположенных в северных улусах Республики Саха (Якутия). Потребность в дополнительной электрической мощности не различается по сценариям развития топливно-энергетического комплекса республики и составит в 2015 г. 29 МВт, в 2020 г. - 67 МВт, к 2025 г. - возрастет до 81 МВт (таблица 9.2.27).

Таблица 9.2.27 - Потребность в электрической мощности новых крупных проектов Северного энергорайона, МВт

Проект	Год
	2015	2020	2025	2030
Новые проекты, всего, в том числе:	29	67	81	81
- освоение Кючусского месторождения золота	18	22	22	22
- разработка ниобий-редкоземельного месторождения Томтор		27	27	27
- разработка Верхне-Мунского месторождения алмазов		7	21	21
- освоение полиметаллического месторождения Прогноз	11	11	11	11

Для обеспечения электрической нагрузки в обоих сценариях развития ТЭК республики при освоении Кючусского месторождения золота необходим ввод к 2015 г. атомной ТЭЦ малой мощности (АТЭЦ ММ) мощностью 30 МВт в п. Усть-Куйга, ниобий-редкоземельного месторождения Томтор - к 2020 г. АТЭЦ ММ мощностью 36 МВт в с. Юрюнг-Хая, полиметаллического месторождения Прогноз - к 2015 г. ДЭС мощностью 22 МВт, Верхне-Мунского месторождения алмазов - к 2020 г. сооружение ВЛ 220 кВ Удачный-Верхняя Муна*.

Умеренный сценарий

Развитие генерирующих мощностей

Кроме рекомендованных к строительству АТЭЦ ММ и ДЭС для покрытия электрической нагрузки предприятий на новых месторождениях в Северном энергорайоне в умеренном сценарии предусматривается реализация мероприятий Программы "Оптимизации локальной энергетики Республики Саха (Якутия) на 2008-2013 гг." - ввод в эксплуатацию ТЭЦ малой мощности (ТЭЦ ММ) на угле к 2010 г. в п. Депутатский и п. Зырянка, к 2015 г. - в с. Жиганск и г. Среднеколымск, к 2025 г. - в п. Нижнеянск и п. Чокурдах (таблица 9.2.28). К 2015 г. сооружаются ветроэнергетические установки в сс. Русское Устье, Быковский, Таймылыр, Усть-Оленек суммарной мощностью 930 кВт. Для обеспечения растущей электрической нагрузки п. Тикси после 2020 г. вводится атомная ТЭЦ ММ мощностью 12 МВт.

Таблица 9.2.28 - Вводы и демонтаж мощностей в Северном энергорайоне, МВт (умеренный сценарий)

Показатель	Период				Итого
	2009-2010	2011-2015	2016-2020	2021-2025	2009-2030
Вводы мощности, всего	20	69,9	44	12	146
в том числе:
ТЭЦ ММ, всего	20	17	8		45
п. Депутатский	8				8
п. Зырянка	12				12
с. Жиганск		4			4
г. Среднеколымск		5			5
п. Черский		8			8
п. Нижнеянск			4		4
п. Чокурдах			4
АТЭЦ ММ, всего		30	36	12	78
п. Усть-Куйга		30			30
с. Юрюнг-Хая			36		36
п. Тикси				12	12
ДЭС		22			22
ВЭС		0,9			0,9
Демонтаж ДЭС, всего	21,7	5,4	7,0		34,1
в том числе:
п. Депутатский	15,3				15,3
п. Зырянка	6,4				6,4
с. Жиганск		2,7			2,7
г. Среднеколымск		2,7			2,7
п. Нижнеянск			2,4		2,4
п. Чокурдах			4,6		4,6

Суммарный ввод мощностей к 2030 г. составит в умеренном сценарии 146 МВт, из них 45 МВт - ТЭЦ ММ на угле, 78 МВт - АТЭЦ ММ, 22 МВт - ДЭС и 0,9 МВт - ВЭС. За счет строительства ТЭЦ малой мощности на угле возможен демонтаж устаревшего оборудования на ДЭС в местах их сооружения в объеме 34 МВт. По условиям надежности для автономных энергоисточников, оставшиеся дизель-агрегаты выводятся в резерв.

В местах строительства атомных ТЭЦ малой мощности дизельные электростанции также переводятся в разряд резервных источников и эксплуатируются во время перезагрузки ядерного топлива и проведения профилактических ремонтов.

В результате ввода новых энергоисточников суммарная установленная мощность электростанций в Северном энергорайоне к 2030 г. в умеренном сценарии составит 287 МВт (таблица 9.2.29). Вследствие реализации мероприятий по диверсификации производства электроэнергии мощность ДЭС в Северном энергорайоне к 2030 г. сократится в умеренном сценарии на 12 МВт (рисунок 9.2.14). Прирост мощности произойдет, в основном, за счет ввода в эксплуатацию АТЭЦ ММ.

Таблица 9.2.29 - Динамика установленной мощности электростанций Северного энергорайона, МВт (умеренный сценарий)

Энергоисточник	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Установленная мощность, всего	175	173	238	275	287	287
в том числе: ТЭЦ ММ		20	37	45	45	45
АТЭЦ ММ			30	66	78	78
ВЭС			0,93	0,93	0,93	0,93
ДЭС	175	153	170	163	163	163

"Динамика установленной мощности электростанций Северного энергорайона (умеренный сценарий)" (рис. 9.2.14)

____________________

* Обоснование выбора рационального источника энергоснабжения для каждого из проектов подробно представлено в главе 9.4.

Баланс электроэнергии

При реализации крупных проектов освоения месторождений минерального сырья производство электроэнергии в Северном энергорайоне в умеренном сценарии увеличится в 2030 г. по сравнению с 2008 г. в 2,7 раза и составит 627 млн. кВт*ч. (таблица 9.2.30). Прирост производства электроэнергии будет происходить, в основном, за счет ввода в эксплуатацию АТЭЦ ММ - к 2025 г. до 336 млн. кВт*ч. Вследствие этого производство электроэнергии дизельными электростанциями сократится до 204-206 млн. кВт*ч.

Доля АТЭЦ ММ в структуре производства электроэнергии к 2030 г. увеличится до 54%. В связи с этим доля дизельных электростанций, которые в настоящее время являются основными источниками в Северном энергорайоне, сократится до 33%, доля ТЭЦ ММ на угле составит 13% (рисунок 9.2.15).

Поступление электроэнергии из-за пределов энергорайона увеличится со 143 млн. кВт*ч. в 2008 г. до 263-265 млн. кВт*ч. к 2025 г. за счет передачи электроэнергии из Западного энергорайона для обеспечения потребности предприятия, разрабатывающего Верхне-Мунское месторождение алмазов. Поступление электроэнергии в Оймяконский улус из Магаданской области останется практически на уровне 2008 г., в Нижнеколымский улус из Чукотского АО прекратится к 2015 г. в связи с сооружением ТЭЦ малой мощности на угле в п. Черский.

Таблица 9.2.30 - Баланс электроэнергии Северного энергорайона, млн. кВт*ч./год (умеренный сценарий)

Статья баланса	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Производство электроэнергии, всего	232	236	434	619	624	627
в том числе:
ДЭС	232	207	242	228	204	206
ТЭЦ ММ, всего		29,5	67	80	81	82
в том числе в п. Черский			17,7	18,0	18,2	18,5
АТЭЦ ММ			123	309	336	336
ВЭС			1,9	2,0	2,5	3,0
Поступление электроэнергии, всего	143	143	133	177	263	265
в том числе:
Магаданская область	126	126	133	135	137	139
Чукотский округ	16,4	16,6
Западный энергорайон				42	126	126
Потребление, всего	374	379	567	796	886	892
в том числе:
- собственные нужды электростанций	ВД	9,6	22,5	36,0	37,2	37,3
- потери в электросетях	29,1	29,5	49,4	64,1	64,5	65,0
- полезное потребление	337	340	495	696	785	790

"Динамика структуры производства электроэнергии электростанциями Северного энергорайона (умеренный сценарий)" (рис. 9.2.15)

Доля собственных нужд электростанций за рассматриваемый период несколько увеличится с 3-4% до 6-7% в связи с вводом в эксплуатацию ТЭЦ малой мощности, нормативные значения этого показателя у которых выше, чем у дизельных электростанций. Доля потерь электроэнергии в сетях общего пользования за счет внедрения энергосберегающих мероприятий сократится с 13-14% до 10-11%.

Потребность в топливе электростанций

Потребление топлива электростанциями в 2030 г. возрастет в умеренном сценарии по сравнению с 2008 г. в 2,5 раза и составит 222 тыс. т. у.т. (таблица 9.2.31). Вследствие строительства ТЭЦ малой мощности и вовлечения в топливный баланс электростанций энергорайона угля (на уровне 2030 г. - 141 тыс. т. у.т.) потребность в дизельном топливе сократится к 2030 г. до 80-81 тыс. т. у.т.

Таблица 9.2.31 - Потребность в топливе электростанций Северного энергорайона, тыс. т. у.т. (умеренный сценарий)

Топливо	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Расход топлива, всего	90	130	204	224	218	222
в том числе:
дизельное топливо	90	81	95	89	80	81
уголь, всего		49	109	135	138	141
в том числе: зырянский		28	72	90	92	94
джебарики-хайский		21	37	45	46	47

Примечание - расход топлива на ТЭЦ ММ дан суммарный - на производство электрической и тепловой энергии

За счет диверсификации производства электроэнергии в Северном энергорайоне в структуре потребления топлива электростанциями в умеренном сценарии доля дизельного топлива сократится к 2030 г. до 37%, доля зырянского угля в 2030 г. составит 42%, джебарики-хайского угля - 21%. (рисунок 9.2.16).

"Динамика структуры потребления топлива электростанциями Северного энергорайона (умеренный сценарий)" (рис. 9.2.16)

Стратегический сценарий

Развитие генерирующих мощностей

В стратегическом сценарии, предусматривающем более интенсивное развитие транспортной системы республики и улучшение доступности северных территорий за счет строительства автомобильных дорог "Яна" и "Арктика", в дополнение к сооружаемым в умеренном сценарии энергоисточникам, в стратегическом сценарии в период 2021-2025 гг. сооружаются ТЭЦ ММ в п. Батагай, п. Белая Гора и с. Хонуу суммарной мощностью 16 МВт. Строительство АТЭЦ ММ п. Тикси в стратегическом сценарии предусматривается уже к 2015 г. (таблица 9.2.32).

Таблица 9.2.32 - Вводы и демонтаж мощностей в Северном энергорайоне, МВт (стратегический сценарий)

Показатель	Период				Итого 2009-2030
	2009-2010	2011-2015	2016-2020	2021-2025
Вводы мощности, всего	20	81,9	44	16	162
в том числе:
ТЭЦ ММ, всего	20	17	8	16	61
п. Депутатский	8				8
п. Зырянка	12				12
с. Жиганск		4			4
г. Среднеколымск		5			5
п. Черский		8			8
п. Нижнеянск			4		4
п. Чокурдах			4
п. Батагай				8	8
п. Белая Гора				4	4
с. Хонуу				4	4
АТЭЦ ММ, всего		42	36		78
п. Усть-Куйга		30			30
п. Тикси		12			12
с. Юрюнг-Хая			36		36
ДЭС		22			22
ВЭС		0,9			0,9
Демонтаж ДЭС, всего	21,7	5,4	7,0	10,6	44,7
в том числе:
п. Депутатский	15,3				15,3
п. Зырянка	6,4				6,4
с. Жиганск		2,7			2,7
г. Среднеколымск		2,7			2,7
п. Нижнеянск			2,4		2,4
п. Чокурдах			4,6		4,6
п. Батагай				5,2	5,2
п. Белая Гора				2,5	2,5
с. Хонуу				2,9	2,9

Суммарный ввод мощностей в стратегическом сценарии к 2030 г. составит 162 МВт, из них половина приходится на период 2011-2015 гг.

В результате ввода новых энергоисточников суммарная установленная мощность электростанций в Северном энергорайоне в стратегическом сценарии к 2030 г. составит 292 МВт, из них ТЭЦ ММ на угле - составит 61 МВт (таблица 9.2.33). За счет демонтажа отработавших ресурс дизель-агрегатов в местах строительства ТЭЦ ММ на угле мощность ДЭС к 2030 г. сократится на 23 МВт (рисунок 9.2.17).

Таблица 9.2.33 - Динамика установленной мощности электростанций Северного энергорайона, МВт (стратегический сценарий)

Энергоисточник	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Установленная мощность, всего	175	173	250	287	292	292
в том числе:
ТЭЦ ММ		20	37	45	61	61
АТЭЦ ММ			42	78	78	78
вэс			0,93	0,93	0,93	0,93
ДЭС	175	153	170	163	152	152

"Динамика установленной мощности электростанций Северного энергорайона (стратегический сценарий)" (рис. 9.2.17)

Баланс электроэнергии

Производство электроэнергии в Северном энергорайоне в стратегическом сценарии практически не отличается от предусматриваемого в умеренном сценарии - 629 млн. кВт*ч. (таблица 9.2.34). Прирост производства электроэнергии также будет происходить, в основном, за счет АТЭЦ ММ - до 336 млн. кВт*ч., но начиная уже с 2020 г. Вследствие увеличения производства электроэнергии ТЭЦ ММ на угле до 114-116 млн. кВт*ч. значительно сократится участие в суммарном производстве дизельных электростанций - до 174 млн. кВт*ч. против 232 млн. кВт*ч. в 2008 г.

Таблица 9.2.34 - Баланс электроэнергии Северного энергорайона, млн. кВт*ч./год (стратегический сценарий)

Статья баланса	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Производство электроэнергии, всего	232	236	435	620	625	629
в том числе:
ДЭС	232	207	216	203	173	174
ТЭЦММ		29,5	67	80	114	116
в том числе в п. Черский			17,7	18,0	18,2	18,5
АТЭЦ ММ			150	335	336	336
ВЭС			1,9	2,0	2,5	3,0
Поступление электроэнергии, всего	143	143	133	177	263	265
в том числе:
Магаданская область	126	126	133	135	137	139
Чукотский округ	16,4	16,6
Западный энергорайон				42	126	126
Потребление, всего, в том числе:	374	379	568	797	888	894
- собственные нужды электростанций	8,1	9,6	23,4	36,9	38,7	38,9
- потери в электросетях	29,1	29,5	49,4	64,1	64,5	65,0
- полезное потребление	337	340	495	696	785	790

Доля дизельных электростанций в структуре производства сократится в стратегическом сценарии к концу рассматриваемого периода до 28%, доля атомных ТЭЦ ММ составит более 53%, ТЭЦ ММ на угле 18% (рисунок 9.2.18).

"Динамика структуры производства электроэнергии электростанциями Северного энергорайона (стратегический сценарий)" (рис. 9.2.18)

Потребность в топливе электростанций

Потребление топлива электростанциями возрастет в стратегическом сценарии в 2030 г. по сравнению с 2008 г. в 2,9 раза и составит 263 тыс. т. у.т. (таблица 9.2.35). Вследствие дополнительного строительства ТЭЦ малой мощности в п. Батагай, п. Белая Гора и с. Хонуу по сравнению с умеренным сценарием потребность в угле на уровне 2030 г. составит 195 тыс. т. у.т., а потребность в дизельном топливе сократится до 68 тыс. т. у.т.

Таблица 9.2.35 - Потребность в топливе электростанций Северного энергорайона, тыс. т у.т./год (стратегический сценарий)

Топливо	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Расход топлива, всего	90	130	194	214	259	263
в том числе:
дизельное топливо	90	81	85	79	68	68
уголь, всего		49	109	135	191	195
в том числе: зырянский		28	72	90	116	119
джебарики-хайский		21	37	45	75	76

Примечание - расход топлива на ТЭЦ ММ дан суммарный - на производство электроэнергии и тепла

Доля дизельного топлива в структуре потребления топлива электростанциями Северного энергорайона сократится к 2030 г. до 26%, доля зырянского угля составит 45%, джебарики-хайского - до 29% (рисунок 9.2.19).

"Динамика структуры потребления топлива электростанциями Северного энергорайона (стратегический сценарий)" (рис. 9.2.19)

9.3 Развитие электрических сетей Якутской энергосистемы

Приоритетным направлением развития электроэнергетики республики является модернизация и развитие электрических сетей.

Среди факторов, способствующих развитию магистральных электрических сетей, можно выделить следующие:

- электроснабжение крупных потребителей (групп потребителей), магистральных нефтепроводов, электрифицированных железных дорог, энергоемких предприятий;

- выдача мощности крупных электростанций;

- сокращение зоны децентрализованного энергообеспечения.

В перспективе, вследствие развития электрических сетей, будет происходить объединение энергорайонов, которые в настоящее время работают изолированного друг от друга.

Изолированная работа энергорайонов Якутской энергосистемы сдерживает развитие потребителей из-за недостатка генерирующих мощностей (Центральный энергорайон) и в то же время является ограничением развитию электростанций из-за отсутствия потребностей в прилегающем районе и невозможности передачи электроэнергии, из избыточного сегодня Западного энергорайона, в дефицитные. В перспективе и Западный энергорайон будет испытывать недостаток энергии и мощности, т.е. станет дефицитным. Очевидно, что встает вопрос об объединении изолированно работающих энергорайонов Якутской энергосистемы и об усилении связи объединенной энергосистемы республики с ОЭС Востока и создании связи с ОЭС Сибири.

Схема развития электрических сетей на 2030 г. республики приведена на рисунке 9.3.1. Этапность строительства линий электропередачи в стратегическом и умеренном сценариях представлена в Приложении 1.5.

(1) Южно-Якутский энергорайон

В числе перспективных крупных потребителей в Южно-Якутском энергорайоне рассматриваются следующие инвестиционные проекты:

- освоение Эльгинского месторождения угля;

- строительство железной дороги Улак - Эльга;

- строительство Таежного ГОКа на базе Таежного и Десовского месторождений;

- разработка золото-урановых месторождений Эльконской группы;

- сооружение Тарыннахского ГОКа;

- строительство железной дороги Хани - Тарыннахский ГОК - Олекминск;

- строительство металлургического комбината в г. Нерюнгри;

- строительство насосных перекачивающих станций трубопроводной системы ВСТО.

"Развитие электрических сетей Якутской энергосистемы (состояние 2030 г.)" (рис. 9.3.1)

В Южно-Якутском энергорайоне намечается развитие следующих генерирующих источников:

- завершение строительства Канкунской ГЭС мощностью МВт 1300 МВт;

- строительство Нижне-Тимптонской ГЭС мощностью 800 МВт;

- установка двух новых блоков на Нерюнгринской ГРЭС с увеличением установленной мощности до 1095 МВт;

- строительство Эльгинской ТЭЦ установленной мощностью 160 МВт и Эльгинской ГРЭС установленной мощностью 1800 МВт на Эльгинском месторождении угля.

Развитие магистральных электрических сетей в направлении Нерюнгринская ГРЭС - Томмот - Якутск связано со строительством железной дороги Беркакит - Томмот - Якутск, электроснабжением Алданского промышленного района и повышением надежности балансовой ситуации в Центральном энергорайоне.

В 2013-2015 гг. ожидается ввод ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Томмот-Майя. С вводом этой ЛЭП произойдет объединение Центрального и Южно-Якутского энергорайонов.

В этом направлении построена одноцепная ЛЭП 220 кВ Нерюнгри - Томмот и намечено ее продолжение до Якутска. Строительство этой линии электропередачи позволит завершить строительство железной дороги, а также и продолжить освоение золоторудных месторождений Куранахского поля, выполнить модернизацию и расширение Куранахского ГОКа ЗАО "Полюс".

Связь ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС-Томмот-Якутск будет слабой и ненадежной. Для обеспечения надежной связи между энергорайонами, по которой может быть обеспечено покрытие дефицита Центрального энергорайона, необходимо сооружение второй цепи ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС-Томмот-Якутск.

В настоящее время Якутская энергосистема имеет слабую связь с ОЭС Востока. Вводы мощностей на электростанциях Южно-Якутского гидроэнергетического комплекса вызовут увеличение перетока мощности из республики в ОЭС Востока (в Амурскую энергосистему). Для этого потребуется усиление электрических связей между этими энергосистемами.

В период до 2015 г. в Южно-Якутском энергорайоне в обоих сценариях намечается строительство нескольких объектов.

1. Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Эльгинская ТЭЦ - Улак (Призейская) с проводом АС-300, протяженностью 300 км. для выдачи мощности Эльгинской ТЭЦ в Амурскую энергосистему. Сооружение этой ВЛ обеспечит выдачу мощности Эльгинской ТЭЦ и надежное электроснабжение железной дороги Эльга - Улак;

2. Строительство второй цепи ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Нижний Куранах - Алдан - Томмот с ПС 220 кВ "Томмот" протяженностью около 360 км. с проводом АС-300; строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Томмот - Майя с ПС 220/110 кВ "Майя" протяженностью около 450 км. с проводом АС-300. Строительство этих линий позволит обеспечить надежное электроснабжение железной дороги Беркакит - Томмот - Якутск, а также передачу части избытков мощности из Южно-Якутского энергорайона для поддержания балансовой ситуации в Центральном энергорайоне;

3. Для электроснабжения Таежного ГОКа на базе Таежного и Десовского месторождений предлагается построить ПС 220 кВ "Таежная" и подключить ее заходом двух цепей ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Алдан. Протяженность захода 6,6 км.

4. Для электроснабжения потребителей золото-урановых месторождений Эльконской группы предлагается построить двухцепную ВЛ 220 кВ Алдан - Эльконская, протяженностью 62 км. с ПС 220 кВ "Эльконская".

В период 2016-2020 гг. в Южно-Якутском энергорайоне для электроснабжения нефтеперекачивающих станций трубопроводной системы ВСТО предлагается построить двухцепную ВЛ 220 кВ Олекминск - Алдан протяженностью 250 км. с проводом АС-300. Строительство данной линии электропередачи обеспечит связь электрических сетей Южно-Якутского энергорайона с электрическими сетями Западного энергорайона.

На юге Олекминского улуса расположена группа железорудных месторождений (Тарыннахское, Горкитское, Ималыкское), которые являются сырьевой базой для намечаемого в районе Нерюнгри металлургического комбината. В качестве источников электроснабжения месторождений могут рассматриваться будущая ПС 220 кВ "Олекминск", появление которой ожидается в 2010 году или существующая ПС 220 кВ "Хани" на БАМе. Тарыннахский ГОК расположен на одинаковом расстоянии и от ПС "Олекминск" и от ПС "Хани". Для электроснабжения ГОКа необходимо выполнить подвеску второй цепи на участке ВЛ 220 кВ Хани - Тында протяженностью 533 км. с проводом АС-300 и построить двухцепную ВЛ 220 кВ Хани - Тарыннахский ГОК протяженностью 180 км. с проводом АС-300 и ПС 220 кВ "Тарыннахский ГОК".

При этом будет повышена надежность электроснабжения участка БАМа от Хани до Тынды и обеспечено надежное электроснабжение Тарыннахского ГОКа и железной дороги Хани - Тарыннахский ГОК на данном этапе.

В период до 2020 г. намечается завершение строительства и ввод Канкунской ГЭС мощностью 1300 МВт. Для выдачи мощности Канкунской ГЭС необходимо построить ВЛ 500 кВ Канкунская ГЭС - Алдан с проводом АС - 500 х 3 с ПС 500/220 кВ "Алдан" с проводом АС - 500 х 3 протяженностью 240 км., две ВЛ 500 кВ Канкунская ГЭС - Нерюнгринская протяженностью 240 км. со строительством ПС 500/220 кВ "Нерюнгринская" и продолжить строительство ВЛ 220 кВ (в габаритах 500 кВ) Нерюнгри - Тында до ПС 220 кВ "Сковородино" с сооружением на данной ПС крыла 500 кВ и переводом ВЛ Нерюнгри - Сковородино на напряжение 500 кВ.

Для обеспечения связи между Нерюнгринской ГРЭС и ПС 500/220 кВ "Нерюнгринская" необходимо построить двухцепную ВЛ 220 кВ Нерюнгринская - Нерюнгринская ГРЭС с проводом АС-400 протяженностью 10 км.

Завершение строительства электропередачи Нерюнгри - Тында - Сковородино повысит устойчивость связи Южно-Якутского энергорайона с Амурской энергосистемой, а также обеспечит возможность передачи излишков мощности Южно-Якутского энергорайона в ОЭС Востока.

В стратегическом сценарии в период до 2020 г. в районе г. Нерюнгри предполагается строительство металлургического комбината, по умеренному сценарию строительство комбината отодвигается на более поздние сроки. Для электроснабжения металлургического комбината необходимо построить двухцепную ВЛ 110 кВ Нерюгринская - Металлургический комбинат с проводом АС-185 протяженностью 15 км. и двухцепную ВЛ 220 кВ Нерюнгринская - Металлургический комбинат с проводом АС-300 протяженностью 15 км. с ПС 220/110 кВ "Металлургический комбинат".

Схемы развития электрических сетей Южно-Якутского энергорайона Якутской энергосистемы до 2020 г. для умеренного и стратегического сценариев приведены на рисунках 9.3.3 и 9.3.4 соответственно.

В течение 2021-2030 гг. в Южно-Якутском энергорайоне планируется строительство железной дороги Тарыннахский ГОК - Олекминск. Для электроснабжения строительства и эксплуатации железной дороги, а также для повышения надежности электроснабжения Тарыннахского ГОКа намечено строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Тарыннахский ГОК - Олекминск с проводом АС-300 протяженностью 150 км.

К 2030 г. необходимо завершить строительство Нижне-Тимптонской ГЭС установленной мощностью 800 МВт. Для выдачи мощности Нижне-Тимптонской ГЭС намечено строительство двух ВЛ 500 кВ с проводом АС - 500 x 3 протяженностью 120 км. Нижне-Тимптонская ГЭС - Алдан и ВЛ 500 кВ Нерюнгринская - Алдан с проводом АС - 500 х З протяженностью 270 км.

При этом будет обеспечена надежная схема и повышена надежность электроснабжения потребителей Алданского промышленного района и северной части Южно-Якутского энергорайона.

Для усиления связи Южно-Якутского энергорайона с ОЭС Востока необходимо строительство второй ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Тында с проводом АС-300 протяженностью 185 км.

В умеренном сценарии в этот период необходимо построить двухцепную ВЛ 110 кВ Нерюгринская - Металлургический комбинат и двухцепную ВЛ 220 кВ Нерюнгринская - Металлургический комбинат для электроснабжения металлургического комбината, которые предусматриваются в стратегическом сценарии в период 2016-2020 гг.

(2) Центральный энергорайон

В качестве основных крупных потребителей в Центральном энергорайоне Якутской энергосистемы рассматриваются следующие инвестиционные проекты:

- строительство железной дороги Беркакит - Томмот - Якутск;

- освоение Нежданинского золоторудного месторождения;

- строительство завода по производству моторных топлив в Центральном энергорайоне;

- развитие п. Нижний Бестях.

В Центральном энергорайоне намечается развитие следующих крупных генерирующих источников:

- строительство ТЭС в п. Джебарики-Хая;

- строительство Якутской ГРЭС-2 в г. Якутске.

В соответствии с инвестиционной программой ОАО АЕС "Якутскэнерго", развитие электрических сетей Центрального энергорайона до 2030 г. связано с необходимостью повышения надежности электроснабжения потребителей г. Якутска и его пригородов, потребителей района Заречья и электроснабжением новых крупных потребителей, таких как строящаяся железная дорога Беркакит-Томмот-Якутск, Нежданинский ГОК, Эльдиканский ГОК и др.

В Центральном энергорайоне намечено строительство новых и реконструкция существующих электрических сетей. В связи с ростом нагрузок на шести подстанциях 110 кВ предусмотрена замена существующих трансформаторов на трансформаторы большей мощности. Для питания новых потребителей, появляющихся в районах интенсивной застройки, предусмотрен ввод трех подстанций 110/10/10 кВ "Намыв", "Геолог" и "Западная" в черте городской застройки г. Якутска. После ввода подстанций "Намыв" и "Геолог" часть нагрузок с ПС "Центральная" намечено перевести на новые подстанции.

Для присоединения потребителей Усть-Майского района и обеспечения надежного электроснабжения Нежданинского ГОКа к 2020 г. предполагается построить ВЛ 220 кВ Табага-Майя с подстанциями 220 кВ "Табага" и "Майя" (переход ВЛ через р. Лена в габаритах 220 кВ построен и работает в настоящее время на напряжении 110 кВ), двухцепную ВЛ 220 кВ Майя-Хандыга-Теплый ключ, протяженностью 350 км. с подстанциями 220 кВ "Хандыга" и "Теплый ключ" и двухцепную ВЛ 110 кВ Теплый ключ - Нежданинский ГОК протяженностью 180 км. Существующая ВЛ 110 кВ сохраняется и используется для питания потребителей поселков, расположенных вдоль трассы линии.

В период до 2015 г. в Центральном районе по обоим сценариям необходимо:

1. строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Джебарики-Хайская ТЭЦ - ПС Джебарики-Хая протяженностью около 5 км. с проводом АС-185; строительство одноцепной ВЛ 110 кВ Джебарики-Хайская ТЭЦ - Хандыга протяженностью 55 км. с проводом АС-185. Строительство этих линий обеспечит надежную схему выдачи мощности Джебарики-Хайской ТЭЦ и повысит надежность электроснабжения существующих и намечаемых потребителей в п. Джебарики-Хая на весь рассматриваемый период;

2. строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Хандыга - Теплый ключ протяженностью 170 км. с подвеской провода АС-185 с ПС 110 кВ "Развилка"; строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Теплый ключ - Нежданинское протяженностью 105 км. с подвеской провода АС-150 с ПС 110 кВ "Нежданинская". Сооружение этих линий обеспечит надежность электроснабжения потребителей Нежданинского золоторудного месторождения, а также других потребителей в районе ПС 110 кВ "Теплый ключ" на весь рассматриваемый период;

3. строительство второй цепи ВЛ 220 кВ Нерюнгринская ГРЭС - Нижний Куранах - Томмот с ПС 220 кВ Томмот с проводом АС-300 протяженностью 360 км.; строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Томмот - Майя с ПС 220/110 кВ Майя с проводом АС-300 протяженностью 450 км. Ввод в эксплуатацию этих линий обеспечит надежную схему внешнего электроснабжения железной дороги Беркакит - Томмот - Якутск, а также позволит передавать излишки мощности из Южно-Якутского энергорайона для поддержания балансовой ситуации в Центральном энергорайоне;

4. строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Майя - Нижний Бестях протяженностью 15 км. с проводом АС-150. Сооружение этой ВЛ обеспечит надежную схему электроснабжения потребителей в п. Нижний Бестях на весь рассматриваемый период;

5. ВЛ для выдачи мощности Якутской ГРЭС-2.

Схемы развития электрических сетей Центрального энергорайона Якутской энергосистемы до 2015 г. для умеренного и стратегического сценариев приведены на рисунках 9.3.1 и 9.3.2 соответственно.

В период 2016-2020 гг. в Центральном энергорайоне в обоих сценариях необходимо строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Майя - Табага протяженностью 30 км. с проводом АС-300, используя существующие переходы ВЛ через р. Лена с сооружением ПС 220 кВ "Табага". Строительство этой ВЛ повысит надежность электроснабжения существующих и новых потребителей в Центральном энергорайоне.

(3) Западный энергорайон

В качестве основных крупных потребителей в Западном энергорайоне Якутской энергосистемы рассматриваются следующие инвестиционные проекты:

- разработка Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения;

- освоение центрального блока Средне-Ботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения;

- освоение Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения;

- строительство крупного газоперерабатывающего завода в Ленском районе;

- строительство нефтеперерабатывающего завода в г. Ленске;

- сооружение установки по переработке газового конденсата в п. Кысыл-Сыр Вилюйского улуса;

- строительство насосных перекачивающих станций трубопроводной системы ВСЮ.

В Западном энергорайоне намечается развитие следующих генерирующих источников:

- увеличение установленной мощности Светлинской ГЭС до проектного уровня (360 МВт);

- присоединение Талаканской ТЭС к сетям Западного энергорайона;

- сооружение ТЭС на газе в г. Ленске для электроснабжения газоперерабатывающего завода;

- строительство ТЭС на Средне-Ботуобинском и Чаяндинском месторождениях.

Развитие магистральных сетей юго-западных районов республики и северных районов Иркутской области должно обеспечить электроснабжение компаний, которые начнут свою деятельность в этих районах. Электроснабжение Талаканского, Чаяндинского, Средне-Ботуобинского и Верхнечонского НГМ от энергосистемы возможно при строительстве ВЛ 220 кВ Мирный - Ленск - Талакан - Киренск (Иркутская область). Протяженность этой В Л составит 770 км. По этому направлению от Усть-Кута до Ленска проходит трасса строящейся нефтепроводной системы ВСТО, на котором на первом этапе размещаются две нефтеперекачивающие станции (НПС-8 и НПС-10). В этом районе в настоящее время отсутствуют сети централизованного электроснабжения. В районе Талаканского месторождения для обеспечения нагрузок нефтепромыслов построена ГТЭС установленной мощностью 48 МВт. По данным ОАО "Сургутнефтегаз" в 2009 г. мощность ГТЭС может быть увеличена до 96 МВт, а к 2010 г. - 144 МВт. Часть мощности расходуется на покрытие нагрузок нефтепромыслов, собственных нужд электростанции и нагрузок нефтеперекачивающих станций нефтепроводной системы ВСТО НПС-8 и НПС-10. Избытки мощности, при наличии электрических сетей для ее передачи, могут быть использованы для электроснабжения сторонних потребителей. На территории Западного энергорайона на расстоянии около 30 км. от г. Олекминска на правом берегу р. Лена намечается строительство насосно-перекачивающей станции НПС-14 нефтепроводной системы "ВСТО".

В период до 2015 г. в Западном энергорайоне, как в умеренном, так и в стратегическом сценариях намечается:

- завершение строительства второй ВЛ 220 кВ Мирный - Сунтар протяженностью 210 км. с проводом АС-300 и сооружением ПС 220 кВ "Сунтар". При этом будет повышена надежность электроснабжения потребителей Сунтарского улуса;

- реконструкция ПС 220 кВ "Мирный";

- завершение строительства и ввод в эксплуатацию ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск - ПС НПС-14 протяженностью 315 км. Ввод ВЛ 220 кВ Сунтар - Олекминск - НПС-14 с ПС 220 кВ "Олекминск" и ПС 220 кВ "НПС-14" позволит присоединить к централизованному электроснабжению потребителей г. Олекминска и НПС-14 нефтепроводной системы ВСТО;

- Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Сунтар - Нюрба и одноцепной ВЛ 220 кВ Нюрба - Вилюйск с сооружением подстанций 220 кВ "Нюрба" и "Вилюйск";

- Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Вилюйск - Кысыл-Сыр для электроснабжения существующих и новых потребителей в п. Кысыл-Сыр.

Электроснабжение потребителей Талаканского месторождения, а также НПС-10 и НПС-8 ВСТО будет осуществляться от Талаканской ГТЭС, присоединение которой к электрическим сетям Западного энергорайона на данном этапе не предполагается.

Для покрытия нагрузок потребителей Средне-Ботуобинского и Чаяндинского месторождений предполагается сооружение ТЭС нефтепромыслов. При этом, присоединение этих ТЭС к электрическим сетям Западного энергорайона на данном этапе также не предполагается.

К 2015 г. в районе ПС 110 кВ "НПС-10" необходимо соорудить ПС 220 кВ "Новая". На опорную ПС 220 кВ "Новая" будет осуществляться выдача мощности Верхнечонской ГТЭС. По двухцепной ВЛ 220 кВ Новая - НПС-8 - Киренск - Киренга избытки электроэнергии Верхнечонской ГТЭС будут передаваться в Иркутскую энергосистему.

До 2015 г. в стратегическом сценарии для покрытия нагрузок потребителей Западного энергорайона предполагается установка четвертого блока на Светлинской ГЭС с доведением ее установленной мощности до проектного уровня (360 МВт). При этом необходимо "усилить" схему выдачи мощности Светлинской ГЭС путем строительства третьей ВЛ 220 кВ Светлинская ГЭС - "Районная" (Мирный).

В период 2016-2020 гг. в Западном энергорайоне в обоих сценариях необходимо:

- строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Мирный - Ленск - Витим - Новая протяженностью 500 км. с проводом АС-300 с сооружением подстанций 220 кВ "Ленск" и "Витим". Сооружение этой линии обеспечит надежное электроснабжение потребителей южной части Западного энергорайона с частичным замещением дизельных электростанций, присоединение Талаканской ГТЭС к энергосистеме, а также возможность небольших (в пределах 150 МВт) реверсивных перетоков мощности между Западным энергорайоном и Иркутской энергосистемой;

- строительство одноцепной (двухцепной с подвеской одной цепи) ВЛ 220 кВ Ленск - Олекминск с проводом АС-300 протяженностью 220 км. При этом будет обеспечено надежное электроснабжение нефтеперекачивающих станций трубопроводной системы ВСТО, а также присоединение потребителей на участке Ленск - Олекминск к централизованному электроснабжению с замещением части дизельных станций;

- строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Олекминск - Алдан с проводом АС-300 протяженностью 250 км. Данная линия обеспечит надежное электроснабжение нефтеперекачивающих станций нефтепроводной системы ВСТО на данном участке. Кроме того, с вводом этой ВЛ появится возможность получения перетоков мощности (в пределах 100 МВт) из Южно-Якутского энергорайона для поддержания балансовой ситуации в Западном энергорайоне.

В стратегическом сценарии в этот период необходимо сооружение ТЭС мощностью 1200 МВт при газоперерабатывающем комплексе (ГПК) в Ленском районе. Подключение ТЭС ГПЗ к электрическим сетям Западного энергоузла Якутской энергосистемы предлагается выполнить заходом двух цепей ВЛ 220 кВ Мирный - Ленск. Для чего необходимо построить четыре ВЛ 220 кВ с проводом АС-300 протяженностью 5 км. каждая. За "вычетом" электрической нагрузки газоперерабатывающего завода, собственных нужд электростанции и других потребителей избытки мощности составляют около 200 МВт. Заход двух ВЛ 220 кВ на ТЭС ГПЗ обеспечит надежную схему выдачи избытков мощности (электроэнергии) данной ТЭС на весь рассматриваемый период. В умеренном сценарии строительство газоперерабатывающего завода и ТЭЦ отнесено на более поздний срок.

В умеренном сценарии в этот период предусматривается расширение Светлинской ГЭС до 360 кВт и усиление схемы выдачи ее мощности, которые предусматриваются в стратегическом сценарии до 2015 г.

В течение 2021-2030 гг. в Западном энергорайоне в обоих сценариях необходимо:

- строительство второй ВЛ 220 кВ (подвеска второй цепи) Ленск - Олекминск с проводом АС-300 протяженностью 220 км. При этом повысится надежность электроснабжения НПС трубопроводной системы ВСТО и горнообогатительного комбината;

- строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Олекминск - Тарыннахский ГОК протяженностью 150 км. с проводом АС-300 вдоль железнодорожной ветки Тарыннахский ГОК - Олекминск для надежного электроснабжения железной дороги Тарыннахский ГОК - Олекминск и повышения надежности схемы внешнего электроснабжения Тарыннахского ГОКа.

В умеренном сценарии в этот период намечается сооружение ТЭС, мощностью 1200 МВт при газоперерабатывающем заводе в г. Ленске и подключение ТЭС ГПЗ к электрическим сетям Западного энергоузла Якутской энергосистемы, которое предусмотрено в стратегическом сценарии на предыдущем этапе 2016-2020 гг.

9.4 Малая энергетика и развитие возобновляемых источников энергии

Развитие электроснабжения децентрализованных потребителей республики должно быть направлено, в первую очередь, на снижение объемов потребления привозного дизельного топлива, повышение надежности, эффективности и улучшение качества обеспечения электроэнергией. Сокращение объемов завозимого топлива позволит не только ослабить зависимость от его поставок, но и за счет уменьшения объемов субсидирования этой категории потребителей снизить тарифы на электроэнергию.

К числу важнейших направлений совершенствования систем электроснабжения децентрализованных потребителей относятся следующие:

- реконструкция существующих энергоисточников и внутрипоселковых линий электропередачи;

- подключение к системе централизованного электроснабжения; замещение дизельного топлива углем за счет строительства ТЭЦ малой мощности;

- использование газа на автономных энергоисточниках вдоль трассы газопроводов;

- строительство атомных станций малой мощности у труднодоступных потребителей;

- применение возобновляемых источников энергии: ветроэнергетических установок и мини-ГЭС.

Самым простым и менее затратным мероприятием по улучшению энергоснабжения этой категории потребителей является ускоренная замена устаревшего малоэкономичного оборудования на действующих источниках энергии современными агрегатами.

На российском рынке в последние годы появился довольно широкий мощностной ряд современного экономичного оборудования в специальном блочном исполнении как зарубежного, так и отечественного производства, которое позволяет значительно уменьшить производственные, транспортные и эксплуатационные издержки и, тем самым, существенно снизить себестоимость производства электроэнергии. Современные дизельные агрегаты малой мощности имеют электрический КПД до 35-40%. Оснащение дизель-генераторов теплообменным оборудованием дает возможность получать на ДЭС дополнительно тепловую энергию, используя тепло не только выхлопных газов, но и систем охлаждения и смазки двигателя. Общий КПД такой ДЭС с отбором тепла может быть доведен до 80%.

Среди производителей подобного оборудования мощностью от десятков кВт до нескольких МВт - ОАО "Коломенский завод", ОАО "Дизельпром" (г. Чебоксары), ЗАО "АПАЭС" (г. Барнаул), ОАО - Холдинговая компания "Барнаултрансмаш", ОАО "Электроагрегат" (г. Курск), АООТ "РУМО" (г. Нижний Новгород"), а также зарубежные фирмы Cummins, GESAN, SDMO, Wilson, Caterpillar.

Использование таких установок за счет повышения КПД может обеспечить существенное снижение расхода топлива. Однако это не снимает проблемы завоза топлива, зависимости от его поставок и незначительно уменьшает объемы перекрестного субсидирования.

(1) Подключение потребителей к системе централизованного электроснабжения

Подключение к системе централизованного электроснабжения является одним из наиболее надежных по бесперебойности и качеству вариантом обеспечения потребителей электрической энергией.

Для оценки целесообразности расширения централизованного электроснабжения в республике при разработке Энергетической стратегии выполнены исследования по определению экономически обоснованных территориальных границ вокруг точек возможного подключения потребителей с нагрузками 1-3 МВт при средней себестоимости производства электроэнергии в Якутской энергосистеме 2 руб./кВт*ч. Стоимостные показатели ЛЭП приняты по справочным данным5 с учетом доставки оборудования и удорожания строительно-монтажных работ для условий Республики Саха (Якутия).

Анализ результатов исследований показывает, что при современном уровне цен дизельного топлива в зоне влияния энергосистемы 23-25 тыс. руб./т. граничные расстояния удаленности потребителей с нагрузками 3 МВт для подключения к централизованному электроснабжению составляют 70 км. (рисунок 9.4.1, таблица 9.4.1).

"Автономное и централизованное электроснабжение: зоны экономической целесообразности" (рис. 9.4.1)

Таблица 9.4.1 - Граничные значения расстояний удаленности потребителей для целесообразного расширения централизованного электроснабжения, км.

Нагрузка потребителя, МВт	Цена дизельного топлива тыс. руб./т.
	25	30
1	до 25	до 30
2	до 50	до 60
3	до 70	до 80

Для потребителей с нагрузками 1-2 МВт значения граничных экономически оправданных расстояний от точек возможного подключения сокращаются в 2-2,5 раза. При повышении цены дизельного топлива до 30 тыс. руб./т. зона экономически обоснованного подключения к системе централизованного электроснабжения расширяется до 30-80 км. в зависимости от нагрузки потребителей.

Для мелких потребителей, расположенных в непосредственной близости от существующих электросетевых объектов, целесообразно рассматривать перевод на централизованное электроснабжение как вариант развития, учитывая при этом не только экономический, но и социальный эффект.

Выполненные в процессе разработке Энергетической стратегии исследования подтверждают целесообразность подключения к системе централизованного электроснабжения потребителей, предусматриваемых в мероприятиях Программы "Оптимизации локальной энергетики Республики Саха (Якутия) на 2008-2013 гг." в Олекминском, Алданском, Томпонском, Усть-Майском, Хангаласском и Ленском улусах. Перечень электросетевых объектов, протяженность линий электропередачи и очередность строительства приведены в таблице 9.4.2.

Таблица 9.4.2 - Перечень электросетевых объектов для расширения централизованного электроснабжения

Энергорайон, улус	Населенный пункт	Объект	Срок ввода
Центральный энергорайон
Хангаласский	с. Тойон-Ары	Кабельный переход 10 кВ через р. Лена (1 км.)	2010 г.
	с. Чкалов	Кабельный переход 10 кВ через р. Лена (1 км.)	2010 г.
	с. Синек	ВЛ 35 кВ Улахан-Ан-Синск (60 км.)	2015 г.
Томпонский	с. Теплый ключ	ВЛ 110 кВ Хандыга-Теплый ключ (86 км.) - Нежданинское	2013 г.
Усть-Майский	с. Эжанцы	ВЛ 10 кВ Усть-Мая-Эжанцы (35 км.) с ТП 10/0,4 кВ 35	2014 г.
	с. Троицк	ВЛ 10 кВ Усть-Мая-Троицк с воздушным переходом через р. Мая (15 км.)	2015 г.
Западный энергорайон
Ленский	с. Чамча	ПС 110/10 кВ Северная Нюя В Л 10 кВ Северная Нюя-Чамча (8 км.) с ТП 10/0,4 кВ	2013 г.
	с. Орто-Нахара	ВЛ 10 кВ Чамча-Орто-Нахара (33 км.) с ТП 10/0,4 кВ	2013 г.
	с. Нюя	ВЛ 35 кВ Мурья-Нюя (45 км.)	2015 г.
	с. Натора	ВЛ 110 кВ Нюя-Натора с кабельным переходом через р. Лена (12 км.)	2015 г.
	с. Турукта	ВЛ 10 кВ Нюя-Турукта (15 км.)	2015 г.
Вилюйский	п. Кысыл-Сыр	ВЛ 110 кВ Вилюйск-Кысыл-Сыр	2015 г.
Южно-Якутский энергорайон
Олекминский	г. Олекминск	ВЛ 220 кВ Сунтар-Олекминск (300 км.) с ПС Сунтар 220/35/10 кВ	2012 г.
	п. Заречный	ВЛ 35 кВ Олекминск-Заречный (16 км.) с воздушным переходом через р. Лена и ПС 35/10 кВ	2013 г.
	с. Даппарай	ВЛ 10 кВ Заречный-Даппарай (32 км.) с ТП 10/0,4 кВ	2013 г.
Алданский	с. Верхняя Амга, с. Улу	ВЛ 220 кВ Томмот-Мая	2013 г.

Кроме того, в отдаленных от зон влияния энергосистемы улусах в целях повышения надежности и эффективности электроснабжения потребителей целесообразно объединение нескольких ДЭС в один энергоузел за счет строительства линий электропередачи низких классов напряжения - в Абыйском, Алданском, Кобяйском в Верхнеколымском улусах (таблица 9.4.3).

Таблица 9.4.3 - Перечень электросетевых объектов для укрупнения энергоузлов

Улус	Маршрут ВЛ	Протяженность, км.	Срок строительства	Примечание
Абыйский	ВЛ 10 кВ Белая гора - Сутуруоха	16	2025 г.	При строительстве мини-ТЭЦ в п. Белая Гора
Алданский	ВЛ 10 кВ Кутана - Белькачи с ТП 10/0,4 кВ	21	2010 г.	с. Белькачи находится на границе Алданского и Усть-Майского улусов
Кобяйский	ВЛ 10 кВ Чагда - Арыктах с ТП 10/0,4 кВ	30	2011	При строительстве газодизельной электростанции в с. Арыктах
Верхнеколымский	ВЛ 35 кВ Зырянка - Угольное с ТП 35/6 кВ	60	2011	При строительстве мини-ТЭЦ в п. Зырянка
	ВЛ 10 кВ Зырянка - Нелемное с ТП 10/0,4 кВ	25	2012

При реализации электросетевого строительства для расширения зоны централизованного электроснабжения мощность автономных энергоисточников в Центральном, Западном и Южно-Якутском энергорайонах сократится с 55 МВт в 2008 г. до 29 МВт в 2030 г. Кроме того, в энергосистеме останутся довольно крупные ДЭС в качестве резервных энергоисточников, их суммарная мощность за рассматриваемый период увеличится со 120 до 140 МВт за счет подключения г. Олекминска, с. Теплый Ключ, с. Южная Нюя.

Центральный энергорайон

В Центральном энергорайоне к централизованному электроснабжению подключаются:

- в 2010 г. с. Тойон-Ары и с. Чкалов Хангаласского улуса;

- в 2013 г. с. Теплый ключ Томпонского улуса;

- в 2014 г. с. Эжанцы Усть-Майского улуса;

- в 2015 г. с. Троицк Усть-Майского улуса и с. Синек Хангаласского улуса.

Суммарная мощность автономных энергоисточников Центральных электросетей ОАО "Якутскэнерго" снизится с 8,7 до 3,6 МВт (таблица 9.4.4). В целях повышения надежности и эффективности электроснабжения потребителей в 2010 г. ДЭС с. Белькачи объединяется с ДЭС с. Кутана, расположенного в Алданском улусе Южно-Якутского энергорайона.

Таблица 9.4.4 - Динамика установленной мощности дизельных электростанций в Центральном энергорайоне, МВт (с округлением)

Район электрических сетей	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Центральные электросети, всего	89,0	88,4	86,9	86,9	86,9	86,9
в том числе:
Амгинский РЭС	6,8	6,8	6,8	6,8	6,8	6,8
Бердигестяхский РЭС	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5
Таттинский РЭС	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0
Борогонский РЭС	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0
Чурапчинский РЭС	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8
Покровский РЭС	1,9	1,6	0,7	0,7	0,7	0,7
Томпонский РЭС	20,8	20,8	20,8	20,8	20,8	20,8
Эльдиканские электросети	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0
Усть-Майский РЭС	8,2	7,9	7,3	7,3	7,3	7,3
из них: автономные, всего	8,7	8,1	3,6	3,6	3,6	3,6
в том числе: ДЭС с. Исит	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
ДЭС с. Кытыл-Дюра	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3
ДЭС с. Синек	0,9	0,9
ДЭС с. Тойон-Ары	0,1
ДЭС с. Чкалов	0,2
ДЭС с. Тополиное	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4	1,4
ДЭС с. Охотский
перевоз	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ДЭС с. Развилка	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
ДЭС с. Теплый ключ*	3,0	3,0
ДЭС с. Эжанцы	0,4	0,4
ДЭС с. Троицк	0,2	0,2
ДЭС с. Белькачи**	0,3
ДЭС с. Усть-Миль	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
Кобяйский РЭС	16,1	16,1	16,1	16,1	16,1	16,1

Примечание - * ДЭС в с. Теплый ключ переводится в разряд резервных; ** ДЭС в с. Белькачи объединяется с ДЭС с. Кутана

Кроме того, в Центральном энергорайоне будут продолжать эксплуатироваться автономные энергоисточники Кобяйского РЭС, находящиеся в ведении ОАО "Сахаэнерго", суммарной мощностью 16 МВт. Мощность резервных ДЭС в сс. Амга, Бердигестях, Ытык-Кюель, Борогонцы, Чурапча, Хандыга, Эльдикан, Усть-Мая увеличится после подключения к энергосистеме с. Теплый ключ с 80 до 83 МВт.

Западный энергорайон

В Западном энергорайоне в Ленском улусе к централизованному электроснабжению подключаются:

- в 2013 г. с. Северная Нюя, с. Чамча и с. Орто-Нахара;

- в 2015 г. с. Нюя, с. Натора, с. Турукта.

Суммарная мощность автономных энергоисточников Западных электросетей ОАО "Якутскэнерго" снизится с 4 МВт в 2008 г. до 1,1 МВт в 2030 г. (таблица 9.4.5). После строительства ВЛ 220 кВ Ленск-Пеледуй возможен демонтаж ДЭС в с. Хамра. Суммарная мощность резервных ДЭС в гг. Нюрба, Сунтар, Вилюйск, Верхневилюйск, Витим, Пеледуй за рассматриваемый период вследствие подключения к энергосистеме г. Олекминска и с. Южная Нюя увеличится с 40 до 57,6 МВт.

Таблица 9.4.5 - Динамика установленной мощности дизельных электростанций в Западном энергорайоне, МВт (с округлением)

Район электрических сетей	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Западные электросети, всего	44,3	44,3	58,8*	58,8	58,8	58,8
в том числе:
Нюрбинский РЭС	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0	9,0
Сунтарский РЭС	2,4	2,4	2,4	2,4	2,4	2,4
Верхневилюйский РЭС	8,7	8,7	8,7	8,7	8,7	8,7
Вилюйский РЭС	13,6	13,6	13,6	13,6	13,6	13,6
Ленский РЭС	10,6	10,6	9,1	9,1	9,1	9,1
из них: автономные, всего	4,2	4,2	1,2	1,2	1,2	1,2
в том числе: ДЭС с. Туобуя	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3
ДЭС с. Юрэн	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04
ДЭС с. Лекечен	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
ДЭС с. Южная Нюя**	1,8	1,8
ДЭС с. Натора	0,4	0,4
ДЭС с. Турукта	0,3	0,3
ДЭС с. Чамча	0,3	0,3
ДЭС с. Толон	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ДЭС с. Аллысардах	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02
ДЭС с. Иннялы	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
ДЭС с. Северная Нюя	0,2	0,2

Примечание - *) начиная с 2015 г. с учетом подключения к энергорайону ДЭС г. Олекминска, ДЭС переводится в разряд резервного энергоисточника; **) ДЭС в с. Южная Нюя переводится в разряд резервного источника

Южно-Якутский энергорайон

В Южно-Якутском энергорайоне после строительства ВЛ 220 кВ Сунтар-Олекминск в Олекминском улусе к Западным электросетям подключаются:

- в 2012 г. г. Олекминск;

- в 2013 г. с. Заречный и с. Даппарай.

В результате мощность автономных энергоисточников Олекминского РЭС, находящегося в ведении ОАО "Сахаэнерго", сократится с 24,1 МВт в 2008 г. до 6,7 МВт в 2030 г. (таблица 9.4.6).

Таблица 9.4.6 - Динамика установленной мощности дизельных электростанций в Южно-Якутском энергорайоне, МВт

Район электрических сетей	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Олекминский РЭС, всего	24,1	24,1	6,7	6,7	6,7	6,7
из него:
ДЭС г. Олекминск	15,9	15,9
ДЭС с. Даппарай	0,2	0,2
ДЭС с. Заречный	1,3	1,3
Алданский РЭС, всего	1,9	2,2	1,8	1,8	1,8	1,8
из него:
ДЭС с. Верхняя Амга	0,05	0,05
ДЭС с. Улу	0,3	0,3
ДЭС с. Кутана + с. Белькачи	0,8	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1
из них: автономные, всего	26,0	26,3	8,5	8,5	8,5	8,5

В Алданском улусе после строительства ВЛ 220 кВ Нижний Куранах-Томмот-Майя к Южным электросетям в 2013 г. подключаются с. Верхняя Амга и с. Улу. Кроме того, в 2010 г. объединяются ДЭС с. Кутана и с. Белькачи, расположенного в Усть-Майском улусе Центрального энергорайона. Суммарная мощность автономных энергоисточников Алданского РЭС, находящегося в ведении ОАО "Сахаэнерго", к концу периода составит 1,8 МВт.

Подключение к системе централизованного электроснабжения указанных потребителей в трех энергорайонах республики позволит к 2013 г. экономить 13,5 тыс. т. у.т. дизельного топлива, а начиная с 2015 г. - 17-17,5 тыс. т. у.т. ежегодно (таблица 9.4.7). Основной объем вытесненного топлива приходится на Южно-Якутский энергорайон за счет подключения к энергосистеме г. Олекминска, что обеспечит, в том числе, экономию 3,5-4 тыс. т./год сырой нефти.

Таблица 9.4.7 - Вытеснение дизельного топлива за счет подключения потребителей к энергосистеме, тыс. т у.т./год

Энергорайон	Год
	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2020	2025	2030
Вытеснение топлива,
всего	0,2	0,2	9,1	13,5	13,8	16,8	17,0	17,3	17,6
в том числе:
Центральный	0,2	0,2	0,3	3,1	3,4	4,1	4,1	4,2	4,3
Западный				0,3	0,3	2,6	2,6	2,6	2,7
Южно-Якутский			8,9	10,1	10,1	10,1	10,3	10,4	10,6

Примечание - в объеме вытесненного топлива не учтено топливо на ДЭС ОАО "Якутгазпром" в п. Кысыл-Сыр

(2) ТЭЦ малой мощности на угле

В зоне децентрализованного электроснабжения себестоимость производства электроэнергии на ДЭС в 2008 г. составляла от 12 руб./кВт*ч. (Кобяйские, Жиганские РЭС) до 22 руб./кВт*ч. (Зырянские РЭС), что в 6-10 раз превышает себестоимость на крупных электростанциях Республики Саха (Якутия). С целью компенсации столь высокой себестоимости производства электроэнергии в результате перекрестного субсидирования для каждой группы потребителей устанавливаются единые тарифы на электроэнергию. При этом основную нагрузку несут промышленные предприятия.

Для снижения объемов перекрестного субсидирования при энергоснабжении изолированных потребителей могут получить применение ТЭЦ малой мощности (ТЭЦ ММ).

Важно иметь ввиду, что строительство и эксплуатация любых энергоисточников малой мощности в северных районах, где расположено большинство децентрализованных потребителей, убыточно.

Строительство ТЭЦ ММ на угле не является экономически эффективным мероприятием из-за значительных капиталовложений, увеличивающихся при проведении строительно-монтажных работ в суровых климатических условиях, удаленности и труднодоступности пунктов их размещения. Кроме того, необходимость практически полной замены тепловых сетей вследствие изменения их трассировки повлечет за собой также существенное удорожание сооружения ТЭЦ ММ. В связи с этим строительство ТЭЦ ММ относится к социально ориентированным мероприятиям и их финансирование возможно только за счет бюджетных средств.

Результаты выполненных в ходе разработки Энергетической стратегии расчетов эффективности строительства ТЭЦ ММ на угле для трех мощностных групп: 8, 4 и 1,5 МВт представлены на рисунке 9.4.2. Окупаемость проектов менее 10 лет возможна лишь при тарифах на электроэнергию выше 9, 10 и 12 руб./кВт*ч. для указанных групп соответственно. Поскольку с уменьшением мощности ТЭЦ ММ удельные капиталовложения увеличиваются, что еще более снижает их конкурентоспособность, ТЭЦ мощностью менее 3 МВт являются наименее эффективными и в качестве первоочередных не могут быть рекомендованы.

Несмотря на то, что при современном уровне тарифа на электроэнергию 1,8 руб./кВт*ч. ТЭЦ ММ не окупаются, себестоимость производства электроэнергии на них снижается в среднем в 2 раза по сравнению с себестоимостью производства на ДЭС (таблица 9.4.8). Это позволит снизить объемы субсидирования на энергоснабжение потребителей более чем в 2 раза. Себестоимость производства тепловой энергии на ТЭЦ ММ соответствует аналогичному показателю на котельных.

"Зависимость сроков окупаемости от тарифа на электроэнергию" (рис. 9.4.2)

Таблица 9.4.8 - Расчетная себестоимость производства энергии на ТЭЦ ММ

Населенный пункт	Улус	Себестоимость производства электроэнергии на ДЭС*, руб./кВт*ч.	Себестоимость производства на ТЭЦ ММ
			электроэнергии, руб./кВт*ч.	тепловой энергии, тыс. руб./Гкал
п. Депутатский	Усть-Янский	14	6,3	2,6
п. Зырянка	Верхнеколымский	22	5,7	2,6
п. Сангар	Кобяйский	12	5,0	2,0
п. Батагай	Верхоянский	15	6,4	2,6
г. Среднеколымск	Среднеколымский	15	3,7	2,3
с. Нижнеянск	Усть-Янский	14	ВД	3,7
с. Жиганск	Жиганский	12	4,5	2,0
п. Чокурдах	Аллаиховский	14	5,3	2,4
п. Белая Гора	Абыйский	15	7,4	3,4
с. Хонуу	Момский	14	6,5	2,9
п. Черский	Нижнеколымский	12	6,5	2,9

Примечание - *) по отчетным данным ОАО "Сахаэнерго" за 2008 г.

Основным фактором, определяющим применение ТЭЦ ММ вместо ДЭС и котельных, является наличие в республике сравнительно дешевого топлива - угля. Главная цель строительства таких ТЭЦ - снижение потребления дальнепривозного дорогостоящего дизельного топлива для ДЭС, ввозимого из-за пределов республики, а экономическое обоснование осуществления проектов - сокращение объемов перекрестного субсидирования.

Хотя уголь и является относительно дешевым топливом, неразвитость транспортной инфраструктуры влечет за собой проблемы поставки угля. Дальность расстояний перевозки по многозвенной схеме с перевалками, короткий срок навигации северных рек (60-70 дней) потребуют увеличения транспортных единиц сухогрузного флота, задействованных на перевозку топлива.

Однако при строительстве ТЭЦ ММ в населенных пунктах, в которые в настоящее время завозится уголь для котельных, в связи со спецификой северных климатических условий, заключающихся в существенном преобладании тепловой нагрузки потребителей над электрической, увеличение расхода угля не будет столь значительным. С учетом того, что удельный расход топлива на выработку тепловой энергии на ТЭЦ меньше аналогичного показателя на котельных, увеличение объемов угля относительно необходимого завоза для котельных произойдет на 15-20%, при этом полностью исключается завоз дизельного топлива для ДЭС.

В программе "Оптимизация локальной энергетики Республики Саха (Якутия)", разработанной в 2007 г. ОАО АЕС "Якутскэнерго" и рекомендованной в качестве подпрограммы в Федеральную целевую программу "Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья", предусматривается строительство на территории республики 20 ТЭЦ малой мощности. Учитывая выше изложенное, отражающее неоднозначность целесообразности сооружения всех ТЭЦ ММ, в ходе разработки Энергетической стратегии выделены первоочередные пункты их сооружения.

В северных улусах строительство ТЭЦ ММ на угле следует рассматривать, в первую очередь, в населенных пунктах, расположенных рядом с одноименными угольными месторождениями - в п. Зырянка, п. Сангар, а также в п. Депутатский, где уже начато строительство (таблица 9.4.9).

Таблица 9.4.9 - Перечень первоочередных ТЭЦ малой мощности

Населенный пункт	Улус	Установленная мощность ТЭЦ ММ		Период ввода
		электрическая, МВт	тепловая, Гкал/ч.
п. Депутатский	Усть-Янский	8	40	2009-2010
п. Зырянка	Верхнеколымский	12	40
п. Сангар	Кобяйский	8	40
с. Жиганск	Жиганский	4	20	2011-2015
г. Среднеколымск	Среднеколымский	5	20
п. Черский	Нижнеколымский	8	40
п. Нижнеянск	Усть-Янский	4	20	2016-2020
п. Чокурдах	Аллаиховский	4	20
п. Батагай*	Верхоянский	8	40
п. Белая Гора*	Абыйский	4	20	2021-2025
с. Хонуу*	Момский	4	20

Примечание - * в стратегическом сценарии после строительства автомобильных дорог "Яна" и "Арктика"

Сооружение ТЭЦ ММ на угле экономически обосновано в населенных пунктах, расположенных в относительной близости от угольных месторождений либо вблизи речных транспортных артерий. К таким пунктам относятся г. Среднеколымск и п. Черский, расположенные от места добычи зырянских углей соответственно на расстоянии 342 и 860 км. вниз по течению р. Колыма, а также с. Жиганск, расположенное в 1090 км. по речному транспортному пути от шахты Джебарики-Хая.

В более поздний период после 2020 г. возможно строительство ТЭЦ ММ в п.п. Нижнеянск и Чокурдах. Поскольку до этих населенных пунктов транспорт угля связан с перегрузом на другой тип судов, при проектировании ТЭЦ ММ следует рассмотреть использование альтернативного энергоисточника - ГТУ-ТЭЦ на дизельном топливе, что существенно снизит объемы поставок топлива.

В пп. Батагай и Белая Гора, а также в с. Хонуу строительство ТЭЦ ММ возможно только после реализации проектов строительства автомобильных дорог "Яна" и "Арктика", обеспечивающих улучшение доступности до этих населенных пунктов, в связи с этим сооружение этих ТЭЦ ММ предусматривается только в стратегическом сценарии.

Реализация рекомендованных в Энергетической стратегии проектов строительства ТЭЦ ММ на угле позволит отказаться от завоза дизельного топлива в объемах 28-37 тыс. т./год (на уровне 2030 г.) соответственно в умеренном и стратегическом сценариях и сократить объемы субсидирования на энергоснабжение в местах их размещения более чем в 2 раза.

Строительство ТЭЦ ММ ориентировано на использование отечественного оборудования, основными производителями которого являются Бийский завод котельного оборудования и Калужский турбинный завод, единственный в России производитель паровых и газовых турбин малой и средней мощности (до 35 МВт). Аналогичное оборудование малой мощности другими производителями в России не выпускается.

Для потребителей с небольшими нагрузками значительный экономический и ресурсосберегающий эффект может быть достигнут за счет использования тепла систем охлаждения и выхлопных газов дизельных электростанций для отопления и горячего водоснабжения. Такие ДЭС целесообразно рассматривать для малых сельских населенных пунктов с нагрузками несколько сотен кВт. Опыт ввода и эксплуатации ДЭС с утилизацией тепла в республике имеется: ДЭС в с. Кубергеня Абыйского улуса (420 кВт) и ДЭС в с. Арылах Верхоянского улуса (400 кВт).

При выборе энергоисточника для труднодоступных населенных пунктов с нагрузками от 2 МВт целесообразно рассматривать ГТУ с когенерацией. Для этих населенных пунктов ГТУ-ТЭЦ имеют оптимальное соотношение производства электрической и тепловой энергии. ГТУ-ТЭЦ превосходят дизельные установки с утилизацией тепла по теплопроизводительности на 1 кВт электрической мощности, общему КПД, допускаемых режиму и условий работы, экологическим показателям. Они могут работать на различных видах топлива, исключая уголь, вплоть до мазута. Электрические КПД современных газотурбинных двигателей 25-45%, общий КПД ГТУ-ТЭЦ достигает 85-92%. Выпускаемые в настоящее время отечественным машиностроением газотурбинные установки в 2,5; 6,0; 10,0; 16,0 и 25,0 МВт могут стать основой для развития малой энергетики в республике. Применение ГТУ-ТЭЦ необходимо рассматривать как один из вариантов автономного энергоснабжения потребителей в газифицируемых улусах республики.

(3) Атомные станции малой мощности

Правительством Республики Саха (Якутия) и Государственной корпорацией по атомной энергии "Росатом" заключено Соглашение о сотрудничестве от 24 февраля 2009 г., целью которого является реализация инвестиционных проектов строительства плавучих атомных теплоэлектростанций для энергоснабжения промышленности, инфраструктуры и населения. Согласно Соглашению сооружение атомных станции малой мощности (АТЭЦ ММ) в плавучем исполнении намечено в с. Юрюнг-Хая, п. Тикси, п. Усть-Куйга и п. Черский. Строительство АТЭЦ ММ в с. Юрюнг-Хая, п. Тикси и п. Усть-Куйга предусматривается с использованием реакторов АБВ - 6 М электрической мощностью 6 МВт и тепловой - 12 Гкал/ч., в п. Черский - КЛТ-40 (35 МВт и 25 Гкал/ч.) (Приложение 5.2).

Поскольку в п. Черский и близлежащих районах в прогнозе не предусматривается значительного роста электрических и тепловых нагрузок (в настоящее время максимум электрической нагрузки составляет 3,8 МВт), строительство АТЭЦ с реакторами KJIT-40 может быть обосновано только потребностью Чаун-Билибинского энергоузла (Чукотский АО). Однако для выдачи мощности в Чаун-Билибинский энергоузел по условиям надежности необходимо строительство двухцепной ВЛ 220 кВ протяженностью 300 км., а после вывода из эксплуатации Билибинской АТЭЦ еще и дополнительного источника реактивной мощности в г. Билибино.

К тому же в "Стратегии развития электроэнергетики Дальнего Востока до 2020 года" предусматривается сооружение АТЭЦ ММ мощностью 70 МВт в районе г. Певека. Размещение в этом месте Чаун-Билибинского энергоузла нового атомного источника целесообразнее, чем в п. Черский, из-за близости к основным развивающимся центрам нагрузки и уже начавшейся реконструкцией ВЛ 110 кВ Певек-Комсомольский-Билибино.

Учитывая, что удельные капиталовложения в АТЭЦ ММ более чем в 3 раза превосходят этот показатель в ТЭЦ ММ на угле и то, что п. Черский расположен на р. Колыме по пути поставок зырянского угля, в этом населенном пункте целесообразно сооружение ТЭЦ ММ на угле.

Рациональным местом размещения АТЭЦ ММ являются труднодоступные населенные пункты со значительным перспективным ростом электропотребления, связанным с разработкой новых месторождений полезных ископаемых. В связи с этим в Энергетической стратегии в качестве мест размещения АТЭЦ ММ рекомендованы с. Юрюнг-Хая, вблизи которого расположено Томторское ниобий-редкоземельное месторождение, и п. Усть-Куйга для разработки Кючусского месторождения золота. Кроме того, строительство АТЭЦ ММ предусматривается в п. Тикси вследствие возможного роста энергетических нагрузок из-за возобновления функционирования Северо-Восточного морского пути и куда доставка топлива также затруднена (таблица 9.4.10).

Таблица 9.4.10 - Показатели атомных станций малой мощности

Населенный пункт	Улус	Мощность АТЭЦ ММ		Год ввода
		электрическая, МВт	тепловая, Гкал/ч.
п. Усть-Куйга*	Усть-Янский	30	60	2013-2020
с. Юрюнг-Хая	Анабарский	36	72	2020
п. Тикси	Булунский	12	24	2015-2025**

Примечание - * 2013 г. - начало ввода, 2020 г. - вывод на полную мощность; ** 2025 г. - в умеренном сценарии, 2015 г. - в стратегическом сценарии

Учитывая изолированность от энергосистемы, при проектировании АТЭЦ малой мощности необходимо скорректировать выбор оборудования в соответствие с перспективными нагрузками. Рекомендованные реакторные установки АБВ-6М имеют различные эксплуатационные режимы: режим отпуска номинального количества тепла, конденсационный режим и режим максимального отпуска тепла (таблица 9.4.11).

Таблица 9.4.11 - Режимы эксплуатации реакторных установок АБВ-6М

Режим эксплуатации	Мощность
	Электрическая, МВт	Тепловая, Гкал/ч.
Номинальный	4,3	12
Конденсационный	6,4	-
Теплофикационный	1,1	24,6

Тепловые нагрузки в населенных пунктах Усть-Куйга и Юрюнг-Хая в настоящее время составляют около 9 и 6 Гкал/ч. соответственно. В перспективе потребность в тепловой энергии не будет расти столь высокими темпами как потребность в электроэнергии, в связи с этим часть агрегатов АТЭЦ ММ может работать в конденсационном режиме.

В п. Тикси из-за повышенного соотношения тепловой нагрузки к электрической (в настоящее время потребление тепловой энергии составляет порядка 140 тыс. Гкал, электропотребление - 25 млн. кВт*ч.) следует при проектировании рассматривать дополнительное покрытие тепловых нагрузок за счет электроотопления либо предусмотреть реакторы другого типа.

В реакторной установке АБВ-6М используется тщательно отработанный и освоенный промышленностью корпусной водо-водяной энергетический реактор малой мощности. Безопасность и надежность подобных судовых реакторов подтверждена длительным опытом эксплуатации, который превышает в России 6000 реакторо-лет. Всего построено около 460 реакторных установок такого типа.

Простота компоновки систем и оборудования реактора АБВ-6М, ясность и изученность протекающих процессов в течение многих лет демонстрируют высокую эффективность использования топлива, минимальные радиоактивные отходы и экологическую чистоту атомных реакторов ледокольного типа.

АТЭЦ ММ с реакторами водо-водяного типа разработана на основе опыта проектирования, изготовления и эксплуатации установок для нужд судового реакторостроения, апробированных практикой технических решений по основным элементам и системам, и соответствует нормативам, стандартам, традициям и современным воззрениям на проблемы безопасности. В системе безопасности реакторной установки применены 7 барьеров безопасности. АТЭЦ ММ не нуждаются в водных ресурсах и оперативном персонале для обслуживания реакторов. По своим характеристикам реактор отвечает требованиям реакторов 4-го поколения. Технико-экономические данные по АТЭЦ ММ различной мощности с реакторами установками АБВ-6М по данным НИКИЭТ в ценах 2007 г. приведены в таблице 9.4.12.

Таблица 9.4.12 - Технико-экономические показатели АТЭЦ ММ

Характеристика	Значение
Мощность тепловая	15-50 МВт
Установленная номинальная мощность	3-12 МВт (э)
энергоблока - нетто	4,4-18,9 МВт (т)
Загрузка урана - 235	312,6 кг.
Длительность кампании	145000 час
Удельные капитальные затраты на единицу мощности серийного блока	8000-6000 $/кВт(э)
Численность промышленно-производственного персонала (удельная)	8-2 чел./МВт

Достоинством станции с реакторами такого типа является возможность работы в пиковом режиме без ограничения числа и глубины режимов маневрирования мощностью, позволяя полностью снимать и восстанавливать нагрузку без вывода ее из действия.

Реакторная установка обеспечивает длительную и устойчивую работу на энергетических режимах в диапазоне мощностей от 20 до 100% от номинальной. Активная зона предназначена для эксплуатации без перегрузки на весь срок службы реактора 25 лет при КИУМ = 0,7. Изготовленные и испытанные полностью в заводских условиях, привезенные на место эксплуатации крупными блоками и смонтированные за короткий строительный сезон, они в течение всего срока службы не требуют перегрузки активной зоны, а по окончании его эвакуируются, оставляя после себя "зеленую лужайку". Данная атомная станция может иметь мобильное базирование, располагаясь на пневмоколесной базе.

Свинцово-висмутовые быстрые реакторы - СВБР-10

Одной из наиболее подготовленных к практическому внедрению и удовлетворяющих современным требованиям к АТЭЦ ММ, является технология, основанная на применении модульных многоцелевых быстрых реакторов со свинцово-висмутовым теплоносителем. Эта технология освоена в России применительно к реакторам атомных подводных лодок. На ее базе организациями ФГУП ОКБ "ГИДРОПРЕСС", ЗАО НПО "Гидропресс" и ГНЦ РФ-ФЭИ разработан эскизный проект унифицированной реакторной установки многоцелевого применения СВБР-10 (тепловой мощностью 43,3 МВт).

Применение быстрого реактора со сверхдлинной кампанией активной зоны позволяет отказаться от проведения на месте эксплуатации операций с ядерным топливом, что позволяет исключить из состава перегрузочное оборудование и хранилища отработавшего ядерного топлива и, следовательно, уменьшить размеры и массу. Интервал времени между перегрузками составляет ~ 20 лет, проектный срок службы незаменяемого оборудования - 60 лет.

АТЭЦ ММ с таким типом реакторов предназначена для выработки электрической и тепловой энергии для работы в следующих режимах:

- максимальная электрическая мощность (без теплофикации) - 24 МВт;

- теплофикационный режим:

- электрическая мощность - 12 МВт;

- тепловая мощность - 50 Гкал/час.

Основным источником пара являются две реакторные установки СВБР-10. В зависимости от конкретных условий эксплуатации и с учетом требований заказчика станция может обеспечивать различное соотношение вырабатываемой электрической и тепловой энергии, а также выдавать потребителю опресненную воду и пар. В зависимости от этого соотношения будет несколько меняться комплектация станции и технические решения по ее компоновке. Аналогичное влияние окажут на станцию и дополнительно предъявляемые требования по объему жилых и служебных помещений.

Оптимальным решением является поставка готового к эксплуатации энергоблока, который при выводе из эксплуатации не оставляет на площадке радиоактивных материалов.

Перспективность и конкурентоспособность малой атомной энергетики зависит не только от ядерной и радиационной безопасности при эксплуатации, но и при их транспортировании, хранении, утилизации и захоронении, а стоимость производства установок - от их серийности. Стоимость строительства энергоблоков можно несколько уменьшить (на 20-30%) за счет эффекта серийности при условии изготовления нескольких десятков штук. Продолжительность строительства первого образца АТЭЦ ММ с учетом уточнения проектных данных составляет около 5 лет.

Главные проблемы в изготовлении оборудования для атомных станций - это монополизм машиностроителей и необходимость инвестиций для расширения производства. Малая мощность атомных станций позволит избавиться от самого неприятного сдерживающего фактора - нехватки машиностроительных мощностей для выпуска реакторного оборудования, в связи с чем для масштабного внедрения необходимо продвигать установки небольшой мощности. Для реактора АБВ-6, который обеспечивает электрическую мощность 6 МВт и тепловую - 12 Гкал/ч., количество потенциальных площадок для строительства исчисляется десятками в отличие от плавучих атомных станций с двумя реакторами КЛТ-40С (до 70 МВт и до 120 Гкал/час), поскольку потребности локальных потребителей в энергии не столь значительны.

При реализации рекомендованных проектов строительства АТЭЦ ММ в плавучем исполнении в Республике Саха (Якутия), спрос на плавучие атомные станции возрастет, что положительно скажется на их экономических показателях.

(4) Использование природного газа на автономных энергоисточниках

В населенных пунктах, расположенных вдоль трассы газопроводов, целесообразно использовать природный газ как альтернативу дизельному топливу на базе газотурбинных и газопоршневых электростанций. Газопоршневые двигатели, экономичнее и эффективнее газотурбинных установок, за исключением случаев, когда потребителю требуется пар. К тому же газопоршневые установки имеют более продолжительный срок службы по сравнению с ГТУ.

В случае удовлетворительного состояния зданий и сооружений ДЭС возможна просто замена дизельных двигателей на газопоршневые без замены генератора, который работал с дизельным двигателем, если он находится в удовлетворительном состоянии по выработке ресурса. При этом необходима только реконструкция системы топливоподачи. Возможно использование газодизельных двигателей внутреннего сгорания, которые в газовом режиме работают на смеси газа и небольшого количества (около 10%) дизельного топлива. В связи с развитием газотранспортной системы в республике газодизельные установки могут найти широкое применение.

Результаты проведенных в ходе разработки Энергетической стратегии исследований по определению зон экономической целесообразности использования газа на дизельных электростанциях республики свидетельствуют о достаточно высокой эффективности этого мероприятия. При современном уровне цен дизельного топлива в районах газификации республики 23-25 тыс. руб./т. экономически целесообразная для перевода цена газа не должна превышать 10-15 тыс. руб./1000 м3 (300-500* долл./1000 м3) для энергоисточников мощностью 0,4-3 МВт (рисунок 9.4.3). Стоимостные показатели газопоршневых электростанций приняты по справочным данным и информации с официальных сайтов компаний6 с учетом доставки оборудования и коэффициента удорожания строительно-монтажных работ для Республики Саха (Якутия).

"Дизельная электростанция и газопоршневая установка: зоны экономической целесообразности" (рис. 9.4.3)

При перспективном повышении цены дизельного топлива до 27-30 тыс. руб./т. верхняя граница экономической цены газа составит 15-20 тыс. руб./1000 м3. Поскольку прогнозные цены на природный газ в 3-5 раза ниже экономически целесообразных для перевода цен, использование его на автономных энергоисточниках у потребителей в зоне газификации достаточно эффективно.

В республике целесообразен перевод на газ автономных энергоисточников в населенных пунктах Кобяйского и Верхневилюйского улусов, а также резервных ДЭС в зоне влияния энергосистемы: в заречных улусах Центрального энергорайона и в с. Верхневилюйске, г. Вилюйске и г. Нюрбе Западного энергорайона (таблица 9.4.13).

Использование природного газа на электростанциях в указанных населенных пунктах позволит вытеснить около 1 тыс. т. дизельного топлива с автономных энергоисточников и отказаться от его завоза на резервные ДЭС в энергосистеме.

Газопоршневые двигатели выпускаются в диапазоне мощностей от 0,25 до 5 МВт, предназначены для длительной работы в стационарных условиях и отличаются высоким КПД, малой степенью токсичности отработанных газов, большим сроком службы и высокой надежностью. Возможна комплектация системой автоматического запуска и звукоизолирующим корпусом.

Таблица 9.4.13 - Перечень населенных пунктов, в которых целесообразен перевод ДЭС на природный газ

	Улус	Населенный пункт	Установленная мощность ДЭС, кВт	Период ввода
Автономные действующие ДЭС	Кобяйский	с. Арыктах	120	2009-2010
		с. Ситте	375	2011-2015
		с. Люксюгюн	247
		с. Тыайа	260
		с. Аргас	550	2016-2020
		с. Кальвица	138
	Верхневилюйский	с. Юрэн	43
Резервные ДЭС в энергосистеме		с. Верхневилюйск	8445	2011-2015
	Вилюйский	г. Вилюйск	13200
	Горный	с. Бердигестях	7500	2016-2020
	Чурапчинский	с. Чурапча	4800
	Усть-Алданский	с. Борогонцы	10000
	Нюрбинский	г. Нюрба	9000
	Амгинский	с. Амга	6750	2021-2025
	Таттинский	с. Ытык-Кюель	5000

Мировые лидеры в области разработки и производства газопоршневых двигателей - компании GE Energy, Caterpillar, Deutz AG, Waukesha, FG Wilson. Наиболее известными российскими производителями являются ОАО "Баранчинский электромеханический завод", НПО "Сатурн", ОАО - Холдинговая компания "Барнаултрансмаш" и OA "Калужский двигатель".

Газопоршневые электроагрегаты, выпускаемые АООТ "РУМО" (г. Нижний Новгород), могут быть применены для замены дизель-генераторов ДГ 68, ДГ 73, ДГ 72, ДГ 99.

На рынке этого типа оборудования имеются когенерационные установки, в которых тепло, выделяемое двигателем, начиная с рубашки охлаждения двигателя, масла, газовоздушной смеси и заканчивая выхлопными газами, комбинируется таким образом, чтобы обеспечить необходимый температурный режим. Электрический КПД газопоршневой установки на природном газе достигает 38-42%, тепловой - 44-45%.

Возможна компоновка в контейнерном исполнении для максимальной мобильности и простоты монтажа. Контейнер обеспечивает работу генераторной установки в сложных климатических условиях, он оснащен системами жизнеобеспечения (автоматическим обогревом, вентиляцией, охранно-пожарной сигнализацией, системой пожаротушения), рабочим и аварийным освещением, оборудованием для подключения к газовой магистрали.

____________________

* При курсе доллара 32 руб./долл.

(5) Применение возобновляемых источников энергии

Учитывая неравномерность проявления во времени возобновляемых энергоресурсов, большинство энергетических объектов на базе их использования должны рассматриваться как дополнительные, эксплуатация которых позволит частично снизить расход органического топлива. Дизельные электростанции на ближайший период следует рассматривать как основные и гарантированные источники электроснабжения потребителей населенных пунктов, находящихся в зоне децентрализованного электроснабжения.

Необходимость, возможность и пункт строительства конкретного возобновляемого источника энергии должны определяться на основании технико-экономических обоснований, проведения согласований с органами муниципального, областного и федерального надзора, получения заключений независимых и экологических экспертных структур.

Ветроэнергетические установки

Проведенные в ходе разработки Энергетической стратегии исследования показали, что на территории республики, несмотря на значительные ветровые ресурсы вдоль побережья океана (Приложение 5.3), современные ценовые условия не позволяют сделать однозначный вывод об экономической эффективности сооружения ветроэнергетических станций (ВЭС) в дополнение к существующим ДЭС для всех потребителей.

Высокие значения среднегодовых скоростей ветра и стабильность показателей ветровых энергоресурсов обуславливают достаточно большой коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) ветроустановки по ветровому потенциалу в таких населенных пунктах как Усть-Оленек (35%), Таймылыр (29,8%) и др. (Приложение 5.4).

Однако при определении целесообразности применения ВЭС необходимо учитывать несовпадение графиков производства электроэнергии ВЭС и потребления потребителем, за счет чего КИУМ ветроустановки несколько снижается.

Для ВЭС с агрегатами единичной мощности 150-250 кВт при современном уровне ценовых показателей (удельные капиталовложения в ВЭС - 60-80.7 тыс. руб./кВт, цена дизельного топлива у удаленных потребителей - 27-30 тыс. руб./т.) КИУМ не должен быть меньше 22% (рисунок 9.4.4). Удельные капиталовложения в ветроэнергетические установки включают транспортные затраты и строительно-монтажные работы для условий республики.

С уменьшением единичной мощности ветроагрегатов удельные капиталовложения в них возрастают. Для ветроагрегатов мощностью 30 кВт и менее их значения превышают 85 тыс. руб./кВт. КИУМ таких ВЭС для ценовых условий республики должен составлять не менее 32%, что соответствует 2,8 тыс. час./год.

На рисунке 9.4.4 также показаны объемы вытеснения дизельного топлива ветроагрегатом единичной мощности 100 кВт для различных значений КИУМ.

"Зоны целесообразного применения ветроэнергетических установок" (рис. 9.4.4)

Наиболее целесообразно с экономической точки зрения сооружение ВЭС в населенных пунктах с. Таймылыр, с. Усть-Оленек, п. Тикси, с. Быковский и с. Русское Устье (таблица 9.4.14).

Таблица 9.4.14 - Первоочередные пункты размещения ВЭС

Населенный пункт	с. Русское Устье	п. Тикси	с. Усть-Оленек	с. Таймылыр	с. Быковский
КИУМ, %	21,0	27,0	32,0	32,5	26,0
Число часов использования установленной мощности, тыс. ч./год	1,8	2,4	2,8	2,8	2,3
Установленная мощность ДЭС, кВт	390	10740	105	1845	1045
Максимум нагрузки потребителей, кВт	90	4420	30	530	240
Стоимость дизельного топлива, тыс. руб./т.	28	28	28	28	28
Мощность ВЭС	150	250	30	2 x 250	250
Производство электроэнергии ВЭС, тыс. кВт*ч.	166	591	84	1424	547
Объем вытесненного топлива, т. у.т./год	58	207	29	498	191
Год ввода	2011 г.	существующая	2012 г.	2013 г.	2015 г.

В с. Юрюнг-Хая КИУМ ВЭУ не превышает 17%, что свидетельствует о недостаточности здесь ветропотенциала для эффективного использования его на цели энергетики. Кроме того, в с. Юрюнг-Хая в связи с намечаемым развитием Томторского месторождения предусмотрено строительство атомной станции малой мощности.

В п. Тикси существующая ВЭС может обеспечить вытеснение дизельного топлива на ДЭС 207 т. у.т. (143 т) ежегодно на сумму более 4 млн. руб. При намечаемом строительстве АТЭЦ ММ в этом населенном пункте целесообразность эксплуатации ВЭС сводится к нулю. В этом случае возможно рассмотрение ее переноса для электроснабжения близлежащей метеостанции, расположенной на острове Мостах.

Суммарная ежегодная экономия дизельного топлива при функционировании первоочередных ВЭС составит 680 т. на сумму 19 млн. руб.

Вместе с тем, рост цен на дизельное топливо уже в ближайшей перспективе может повлиять на эффективность применения ВЭУ. В случае существенного увеличения цены дизельного топлива и сохранения уровня стоимости ветроэнергетических установок, после 2020 г., возможно строительство ВЭС в п. Юкагир и с. Найба. Кроме того, при принятии решения о целесообразности использования ветроэнергетических установок для целей электроснабжения населенных пунктов следует учитывать социальные аспекты, такие как увеличение надежности электроснабжения децентрализованных потребителей, улучшение качества и комфортности проживания в связи с повышением стабильности обеспечения электроэнергией, а также снижение объемов перекрестного субсидирования.

Ветроэнергетическое оборудование, выпускаемое в настоящее время, имеет широкий мощностной ряд - от 0,15 кВт до 1 МВт отечественного производства и до нескольких МВт зарубежного. Производители оборудования для намечаемых ВЭС в Республике Саха (Якутия) - Германия (такие фирмы как Nordwind8, Turbowinds9) и Россия (ОАО "Московский машиностроительный завод "Вперед", Лианозовский электромеханический завод (ЛЭМЗ), ГУП НПП "ВЕТРОЭН"10). Стартовая скорость ветроэнергетических установок 3-4 м./с. Все установки обладают механизмом аварийного останова, когда скорость ветра превышает 25 м./с. Таким образом, для развития ветроэнергетики в республике имеется достаточно широкий спектр оборудования.

Малые ГЭС

В республике выявлено около 70 створов возможных малых ГЭС (МГЭС) суммарной установленной мощностью около 117 МВт11.

На севере республики в зоне расположения децентрализованных потребителей, в бассейнах рек Анабар, Оленек, Яна, Индигирка, Колыма выявлено порядка 50 створов на малых реках, имеющих предпосылки для строительства ГЭС, гидроэнергетический потенциал которых составляет 73,1 МВт8.

Несмотря на большое количество рек на территории Республики Саха (Якутия) и их значительный гидропотенциал (Приложение 5.3), использование его в северных районах проблематично. Это связано с тем, что малые реки в суровых климатических условиях республики характеризуются высокой сезонной неравномерностью стока. Различие от максимального значения стока в период весенних паводков до минимального (вплоть до полного перемерзания) в зимний период составляет десятки раз. При этом максимум электрических нагрузок небольших децентрализованных потребителей наблюдается в зимние месяцы. Кроме того, для малых водотоков характерным является быстрое обмеление после весеннего паводка.

В связи с этими особенностями на таких водотоках коэффициент использования установленной мощности МГЭС с учетом несовпадения в течение года максимума электрических нагрузок потребителей с максимальной располагаемой мощностью МГЭС не превышает 10%.

Кроме того, равнинный рельеф местности, большое количество озер и заболоченность территории сильно затрудняет использование потенциала малых водотоков на цели энергетики, представляя значительные сложности при создании деривации МГЭС.

Проведенные в ходе разработки Энергетической стратегии исследования по оценке экономической эффективности применения МГЭС показывают (рисунок 9.4.5), что для современных экономических условий в северных районах республики при стоимости дизельного топлива 25-32 тыс. руб./т. и значениях КИУМ в диапазоне 8-10% удельные капиталовложения в МГЭС не должны превышать 20-37 тыс. руб./кВт соответственно для худших и лучших показателей. В настоящее время удельные капиталовложения для МГЭС с гидроагрегатами единичной мощности от 100 до 630 кВт с учетом строительно-монтажных работ и транспортных затрат составляют 55-70 тыс. руб./кВт12. Следовательно, применение МГЭС в условиях северных районов республики экономически нецелесообразно.

Эффективность сооружения МГЭС просматривается в случае снижения удельных капиталовложений в них до 35 тыс. руб./кВт либо повышения цен на дизельное топливо до 45 тыс. руб./т. и более. Следует также учитывать, что, если потребитель расположен от МГЭС на расстоянии более 3-5 км., увеличение затрат в сооружение линий электропередачи значительно повышает инвестиции в вариант использования МГЭС, что еще больше снижает его экономическую эффективность.

Однако в отдельных случаях возможно применение МГЭС, для чего необходимо проведение рекогносцировочных работ и детальная проработка проекта с привязкой к конкретному населенному пункту.

"Зоны целесообразного применения МГЭС" (рис. 9.4.5)

Таким образом, стратегия развития малой энергетики республики должна включать следующие мероприятия:

- подключить к системе централизованного электроснабжения потребителей, расположенных вблизи существующих или вновь сооружаемых линий электропередачи (Олекминский, Алданский, Томпонский, Усть-Майский, Хангаласский, Ленский и Вилюйский улусы);

- объединить часть потребителей в энергоузлы (Белая гора - Сутуруоха в Абыйском улусе, Кутана - Белькачи в Алданском улусе, Чагда - Арыктах в Кобяйском улусе, Зырянка - Угольное и Зырянка - Нелемное в Верхнеколымском улусе);

- осуществить строительство ТЭЦ ММ на угле (п. Депутатский, п. Нижнеянск, п. Зырянка, п. Сангар, с. Жиганск, г. Среднеколымск, п. Черский, п. Чокурдах - в умеренном сценарии и дополнительно п. Батагай, п. Белая Гора, с. Хонуу в стратегическом сценарии);

- реализовать проекты строительства АТЭЦ ММ в плавучем исполнении (п. Тикси Булунского улуса, с. Юрюнг-Хая Анабарского улуса, п. Усть-Куйга Усть-Янского улуса);

- перевести на природный газ дизельные электростанции, расположенные вдоль газопроводов (Кобяйский и Верхневилюйский улусы);

- соорудить ВЭС в населенных пунктах (с. Быковский, с. Таймылыр и с. Усть-Оленек Булунского улуса и с. Русское Устье Аллаиховского улуса) (рисунок 9.4.6).

"Стратегические направления развития малой энергетики Республики Саха (Якутия)" (рис. 9.4.6)

9.5 Основные инвестиционные проекты. Капитальные вложения

Капитальные вложения в развитие электроэнергетики Республики Саха (Якутия) до 2030 г. оцениваются в 595 млрд. руб. в умеренном сценарии и 626 млрд. руб. в стратегическом сценарии (таблицы 9.5.1 и 9.5.2). Более 40% в структуре затрат составляют затраты в строительство электросетевых объектов, 45-47% - в строительство электростанций. Причем 34-36% всех затрат придется на строительство электростанций в Южно-Якутском энергорайоне. На развитие объектов малой энергетики будет израсходовано 10% от всего объема капиталовложений.

Таблица 9.5.1 - Направления инвестирования в электроэнергетику, млрд. руб. (умеренный сценарий)

Направление инвестирования	Период
	2009-2015	2016-2020	2021-2030	2009-2030
Электростанции, всего	97,1	105,1	66,2	268,4
в том числе: Южно-Якутский энергорайон	77,3	101,8	36,3	215,4
Западный энергорайон	5,2	3,3	22,6	31,1
Центральный энергорайон	14,6		7,3	21,9
Электросетевые объекты	86,4	138,9	43,5	268,8
Малая энергетика	28,3	24,0	5,9	58,2
Всего	211,8	268,0	115,6	595,4

Таблица 9.5.2 - Направления инвестирования в электроэнергетику, млрд. руб. (стратегический сценарий)

Направление инвестирования	Период
	2009-2015	2016-2020	2021-2030	2009-2030
Электростанции, всего	152,5	94,1	49,5	296,0
в том числе: Южно-Якутский энергорайон	103,7	78,3	33,4	215,4
Западный энергорайон	30,5	12,1	12,4	55,0
Центральный энергорайон	18,3	3,7	3,7	25,6
Электросетевые объекты	87,9	139,4	41,5	268,8
Малая энергетика	33,8	24,0	3,6	61,4
Всего	274,2	257,5	94,5	626,2

Динамика потребности в инвестициях в рассматриваемых сценариях различная: максимум потребности в умеренном сценарии приходится на 2016-2020 гг. (45% от потребности), а в стратегическом - на 2009-2015 гг. (44% от потребности).

Более 55% потребности в инвестициях предполагается обеспечить за счет средств федерального бюджета, около 40% - за счет средств инвесторов, более 4% - за счет средств бюджета республики (таблицы 9.5.3, 9.5.4).

Капитальные вложение в развитие малой энергетики за весь период оцениваются в 58,3 млрд. руб. в умеренном сценарии и 61,4 млрд. руб. в стратегическом (таблицы 9.5.5, 9.5.6). Наиболее капиталоемким является строительство атомных станций малой мощности - 73 и 69% от суммарных капиталовложений соответственно в умеренном и стратегическом сценариях. Доля электростанций малой мощности на угле составляет 16 и 20% в умеренном и стратегическом сценариях. Около 50% капиталовложений потребуется в период до 2015 г., что обусловлено строительством двух в стратегическом и одной АТЭЦ ММ в умеренном сценарии, основным объемом строительства ТЭЦ ММ, дизельной электростанции на месторождении Прогноз, подключением децентрализованных потребителей к энергосистеме, а также объединением потребителей в локальные энергоузлы и сооружением ветроэлектростанций.

Таблица 9.5.3 - Инвестиционные проекты в электроэнергетике (умеренный сценарий)

Направление инвестирования	Год ввода на полную мощность	Инвестор	Объем инвестиций, млрд. руб.	Источники финансирования
				бюджет РФ	бюджет субъекта	внебюджетные средства
Электроэнергетика, всего			595,4	343,8	24,8	226,8
в том числе:
Электростанции, всего			268,4	60,0	3,7	204,7
Канкунская ГЭС	2020	"РуссГидро"	74,1	29,9		44,2
Нижне-Тимптонская ГЭС	2025	"РуссГидро"	38,9	15,5		23,4
Нерюнгринская ГРЭС	2015	ДГК	15			15
Эльгинская ТЭЦ	2020	Мечел	7,3			7,3
Эльгинская ГРЭС	2025	ДГК	80,1			80,1
Светлинская ГЭС	2020		4,5			4,5
Якутская ГРЭС-2	2030		18,3	14,6	3,7
ТЭС ГПЗ г. Ленск			22,2			22,2
Джебарики-Хайская ТЭЦ	2015		3,7			3,7
ТЭС нефтяных промыслов			4,4			4,4
Электросетевые объекты			268,8	225,6	21,1	22,1
Одноцепная ВЛ 220 НГРЭС - Алдан - Томмот	2015		9,0	8,2	0,7
Двухцепная ВЛ220 Эльгинская ТЭЦ - Улак	2015		11,9			11,9
Двухцепная ВЛ220 Томмот - Майя	2015		17,9	16,4	1,4
Двухцепная ВЛ220 Алдан - Эльконская	2015		2,4			2,4
Двухцепная ВЛ220 Олекминск - Алдан	2020		9,9	9,1	0,8
ВЛ 220 Хани - Тында (подвеска второй цепи)	2020		4,7	4,7
Двухцепная ВЛ 220 Хани - Тарыннахский ГОК	2020		7,1	5,7	0,5	0,9
ВЛ 500 Канкунская ГЭС - Алдан	2020		13,0	13,0
Две одноцепных ВЛ 500 Канкунская ГЭС - Нерюнгринская	2020		25,9	25,9
ВЛ 220 (в габаритах 500) Нерюнгринская - Тында (1 цепь)	2020		10,0	10,0
ВЛ 220 (в габаритах 500) Нерюнгринская - Тында (2 цепь)	2030		10,0	10,0
Две одноцепных ВЛ 500 Нижне-Тимптонская ГЭС - Алдан	2030		13,0	13,0
ВЛ 500 Нерюнгринская - Алдан	2030		14,6	14,6
Двухцепная ВЛ 220 Табага - Майя	2020		1,2	1,1	0,1
Двухцепная ВЛ 220 Майя - Хандыга - Развилка	2020		13,9	12,8	1,1
Двухцепная ВЛ 110 Развилка - Нежданинский ГОК	2020		2,6		0,5	2,1
ВЛ 110 Джебарики-Хайская ТЭЦ - Хандыга	2015		1,1		0,5	0,5
Двухцепная ВЛ 220 Мирный - Сунтар	2015		7,4	6,8	0,6
Одноцепная ВЛ 220 Сунтар - Олекминск	2015		6,1	5,6	0,5
Две одноцепных ВЛ 220 Олекминск - НПС-14	2015		1,8	1,8
Двухцепная ВЛ 220 Сунтар - Нюрба	2015		6,1	5,6	0,5
Одноцепная ВЛ 220 Нюрба - Вилюйск	2015		5,3	4,9	0,4
Одноцепная ВЛ 220 СГЭС - Районная (схема выдачи СГЭС)	2020		1,6			1,6
Двухцепная ВЛ 220 Мирный - Ленск - Витим - Новая	2020		17,6	16,2	1,4
Двухцепная ВЛ 220 Ленск - Олекминск	2020		7,7	7,1	0,6
Двухцепная ВЛ 220 Олекминск - Тарыннахский ГОК	2030		3,9	3,1	0,3	0,5
Двухцепная ВЛ 110 Вилюйск - Кысыл-Сыр	2015		1,9		1,5	0,4
ПС 220 Томмот	2015		1,7	1,5	0,1
ПС 220 Таежная	2015		1,9	1,7	0,1
ПС 220 Эльконская	2015		1,5		1,2	0,3
ПС 220 Тарыннахский ГОК	2020		3,0		2,4	0,6
ПС 500/220 Алдан	2020		6,0	5,5	0,5
ПС 500/220 Нерюнгринская	2020		6,1	5,6	0,5
ПС 220 Табага	2020		1,5	1,4	0,1
ПС 220 Майя	2015		2,1	2,0	0,2
ПС 220 Хандыга	2020		1,7	1,5	0,1
ПС 220 Развилка	2020		1,4	1,3	0,1
ПС 220 Сунтар	2015		1,6	1,4	0,1
ПС 220 Мирный (реконструкция)	2015		1,0	1,0	0,1
ПС 220 Олекминск	2015		1,9	1,7	0,2
ПС 220 НПС-14	2015		1,6		1,3	0,3
ПС 220 Нюрба	2015		1,2	1,1	0,1
ПС 220 Вилюйск	2015		1,1	1,0	0,1
ПС 220 Ленск	2020		2,1	1,9	0,2
ПС 220 Витим	2020		1,4	1,3	0,1
ПС 110 Нежданинская	2020		0,6		0,5	0,1
ПС 220 Меткомбинат	2030		2,1		1,6	0,4
Малая энергетика, всего			58,2	58,2
из них: атомные станции малой мощности, всего			42,7	42,7
в том числе: п. Усть-Куйга	2015	ОАО "ЯГК" ОАО "Полюс золото"	15,8	15,8
п. Тикси	2025		5,5	5,5
с. Юрюнг-Хая	2020		21,4	21,4

Таблица 9.5.4 - Инвестиционные проекты в электроэнергетике (стратегический сценарий)

Направление инвестирования	Год ввода на полную мощность	Инвестор	Объем инвестиций, млрд. руб.	Источники финансирования
				бюджет РФ	бюджет субъекта	внебюджетные средства
Электроэнергетика, всего			626,2	347,0	28,4	250,8
в том числе:
Электростанции, всего			296,0	60,0	7,3	228,7
Канкунская ГЭС	2020	"РуссГидро"	74,1	29,9		44,2
Нижне-Тимптонская ГЭС	2025	"РуссГидро"	38,9	15,5		23,4
Нерюнгринская ГРЭС	2015	ДГК	15			15
Эльгинская ТЭЦ	2015	Мечел	7,3			7,3
Эльгинская ГРЭС	2025	ДГК	80,1			80,1
Светлинская ГЭС	2015		4,5			4,5
Якутская ГРЭС-2	2025		21,9	14,6	7,3
ТЭС ГПЗ г. Ленск	2025		44,3			44,3
Джебарики-Хайская ТЭЦ	2020		3,7			3,7
ТЭС нефтяных промыслов	2030		6,2			6,2
Электросетевые объекты			268,8	225,6	21,1	22,1
Одноцепная ВЛ 220 НГРЭС - Алдан - Томмот	2015		9,0	8,2	0,7
Двухцепная ВЛ 220 Эльгинская ТЭЦ - Улак	2015		11,9			11,9
Двухцепная ВЛ 220 Томмот - Майя	2015		17,9	16,4	1,4
Двухцепная ВЛ 220 Алдан - Эльконская	2015		2,4			2,4
Двухцепная ВЛ 220 Олекминск - Алдан	2020		9,9	9,1	0,8
ВЛ 220 Хани - Тында (подвеска второй цепи)	2020		4,7	4,7
Двухцепная ВЛ 220 Хани - Тарыннахский ГОК	2020		7,1	5,7	0,5	0,9
ВЛ 500 Канкунская ГЭС - Алдан	2020		13,0	13,0
Две одноцепных В Л 500 Канкунская ГЭС - Нерюнгринская	2020		25,9	25,9
ВЛ 220 (в габаритах 500) Нерюнгринская - Тында (1 цепь)	2020		10,0	10,0
ВЛ 220 (в габаритах 500) Нерюнгринская - Тында (2 цепь)	2030		10,0	10,0
Две одноцепных В Л 500 Нижне-Тимптонская ГЭС - Алдан	2030		13,0	13,0
ВЛ 500 Нерюнгринская - Алдан	2030		14,6	14,6
Двухцепная ВЛ 220 Табага - Майя	2020		1,2	1,1	0,1
Двухцепная ВЛ 220 Майя - Хандыга - Развилка	2020		13,9	12,8	1,1
Двухцепная ВЛ 110 Развилка - Нежданинский ГОК	2020		2,6		0,5	2,1
BJ1 110 Джебарики-Хайская ТЭЦ - Хандыга	2015		1,1		0,5	0,5
Двухцепная ВЛ 220 Мирный - Сунтар	2015		7,4	6,8	0,6
Одноцепная ВЛ 220 Сунтар - Олекминск	2015		6,1	5,6	0,5
Две одноцепных ВЛ 220 Олекминск - НПС-14	2015		1,8	1,8
Двухцепная ВЛ 220 Сунтар - Нюрба	2015		6,1	5,6	0,5
Одноцепная ВЛ 220 Нюрба - Вилюйск	2015		5,3	4,9	0,4
Одноцепная ВЛ 220 СГЭС - Районная (схема выдачи СГЭС)	2020		1,6			1,6
Двухцепная ВЛ 220 Мирный - Ленск - Витим - Новая	2020		17,6	16,2	1,4
Двухцепная ВЛ 220 Ленск - Олекминск	2020		7,7	7,1	0,6
Двухцепная ВЛ 220 Олекминск - Тарыннахский ГОК	2030		3,9	3,1	0,3	0,5
Двухцепная В Л 110 Вилюйск - Кысыл-Сыр	2015		1,9		1,5	0,4
ПС 220 Томмот	2015		1,7	1,5	0,1
ПС 220 Таежная	2015		1,9	1,7	0,1
ПС 220 Эльконская	2015		1,5		1,2	0,3
ПС 220 Тарыннахский ГОК	2020		0,3		2,4	0,6
ПС 500/220 Алдан	2020		6,0	5,5	0,5
ПС 500/220 Нерюнгринская	2020		6,1	5,6	0,5
ПС 220 Табага	2020		1,5	1,4	0,1
ПС 220 Майя	2015		2,1	2,0	0,2
ПС 220 Хандыга	2020		1,7	1,5	0,1
ПС 220 Развилка	2020		1,4	1,3	0,1
ПС 220 Сунтар	2015		1,6	1,4	0,1
ПС 220 Мирный (реконструкция)	2015		1,0	1,0	0,1
ПС 220 Олекминск	2015		1,9	1,7	0,2
ПС 220 НПС-14	2015		1,6		1,3	0,3
ПС 220 Нюрба	2015		1,2	1,1	0,1
ПС 220 Вилюйск	2015		1,1	1,0	0,1
ПС 220 Ленск	2020		2,1	1,9	0,2
ПС 220 Витим	2020		1,4	1,3	0,1
ПС 110 Нежданинская	2020		0,6		0,5	0,1
ПС 220 Меткомбинат	2030		2,1		1,6	0,4
Малая энергетика, всего			61,4	61,4
из них: атомные станции малой мощности, всего			42,7	42,7
в том числе: п. Усть-Куйга	2015	ОАО "ЯГК" ОАО "Полюс золото"	15,8	15,8
п. Тикси	2025		5,5	5,5
с. Юрюнг-Хая	2020		21,4	21,4

Таблица 9.5.5 - Капитальные вложения в развитие малой энергетики, млн. руб. (умеренный сценарий)

Направление инвестирования	Период			Всего
	2009-2015	2016-2020	2021-2025	2009-2030
Малая энергетика, всего,	28323	24047	5949	58319
в том числе:
Станции малой мощности на угле	8218	1392		9610
Атомные станции малой мощности	15783	21375	5460	42618
Ветроэнергетические станции	65			65
Подключение к системе	2700			2700
централизованного электроснабжения
Укрупнение энергоузлов	277		19	296
Строительство новых ДЭС	370			370
Перевод ДЭС на природный газ	910	1280	470	2660

Таблица 9.5.6 - Капитальные вложения в развитие малой энергетики, млн. руб. (стратегический сценарий)

Направление инвестирования	Период			Всего
	2009-2015	2016-2020	2021-2025	2009-2030
Малая энергетика, всего,	33783	24047	3583	61413
в том числе:
Станции малой мощности на угле	8218	1392	3094	12704
Атомные станции малой мощности	21243	21375		42618
Ветроэнергетические станции	65			65
Подключение к системе	2700			2700
централизованного электроснабжения
Укрупнение энергоузлов	277		19	296
Строительство новых ДЭС	370			370
Перевод ДЭС на природный газ	910	1280	470	2660

10 Тепловое хозяйство и коммунальная энергетика

10.1 Стратегия развития теплового хозяйства

Теплоснабжение в суровых климатических условиях Республики Саха (Якутия) является важной отраслью энергообеспечения населения. Надежное и эффективное энергоснабжение во многом определяет успешное развитие экономики и функционирование социальной сферы региона.

При формировании стратегических направлений развития теплоснабжения республики необходима реализация следующих основных направлений:

- газификация населенных пунктов по трассе магистральных газопроводов и заречных улусов, включая перевод котельных на сжигание природного газа;

- поэтапное сокращение и исключение из топливного баланса после к 2020 г. дров, сжигаемых в централизованных котельных, путем их перевода на сжигание угля;

- постепенное сокращение и исключение нефти из топливного баланса котельных в результате их перевода на сжигание угля к 2020 г.;

- строительство ТЭЦ ММ на угле;

- строительство атомных станций малой мощности;

- строительство ТЭЦ для энергоснабжения новых и развивающихся месторождений каменного угля;

- модернизация и реконструкция котельных и тепловых сетей;

- строительство новых источников тепловой энергии (котельных) для обеспечения тепловых нагрузок вновь сооружаемых крупных промышленных объектов;

- реализация энергосберегающих мероприятий.

(1) Перевод котельных на природный газ

Основой повышения эффективности котельных является перевод их на природный газ, что предусмотрено в программе "Газификация населенных пунктов Республики Саха (Якутия) в 2007-2011 годах и основные направления газификации до 2020 года" (далее программы газификации)*. В соответствии с этой программой газификации в период с 2009 по 2011 гг. планируется перевод 42 котельных в 16 населенных пунктах (Приложение 2.3, таблица П. 2.3.1) 4-х улусов республики (таблица 10.1.1).

К 2009 г. было запланировано газифицировать 40 котельных (за 2007-2008 гг.). Из них, в соответствии со списком котельных ГУП "ЖКХ Республики Саха (Якутия)", на природном газе в настоящее время работают только 16 котельных.

Таблица 10.1.1 - Перевод котельных на природный газ согласно программе газификации

Показатель	Количество котельных, шт.	Срок реализации, год	Капиталовложения, млн. руб.	Год
				2009		2010		2011
				кол-во	млн. руб.	кол-во	млн. руб.	кол-во	млн. руб.
Газификация котельных	42	2009-2011	698,1	5	74,3	20	323,8	17	300
в том числе:
Вилюйский улус	1	2010	16,2	-	-	1	16,2	-	-
Намский улус	12	2010-2011	200,1	-	-	8	129,5	4	70,6
Горный улус	1	2009	14,9	1	14,9	-	-	-	-
Мегино-Кангаласский улус	28	2009-2011	466,9	4	59,4	11	178,1	13	229,4
Проектно-исследовательские работы	-	2009-2011	34,8	-	3,7	-	16,2	-	14,9
Итого по программе	42	2009-2011	732,9	5	78	20	340	17	314,9

Программой газификации предусматривается в период с 2009-2011 гг. перевод на природный газ 42 котельных, в результате чего объем потребляемого газа в республике возрастет на 9,7 тыс. т. у.т.

В результате выполнения программы газификации в период с 2012 по 2025 гг. будет переведено на природный газ 344 котельных в 92 населенных пунктах (Приложение 2.3, таблицы П. 2.3.1-П. 2.3.2) 14-ти улусов республики, в том числе использующих уголь - 253 шт., нефть - 75 шт., дрова - 11 шт. и электроэнергию - 5 шт. (таблица 10.1.2).

Таблица 10.1.2 - Перевод котельных на природный газ

Показатель	Год
	2012	2015	2020	2025
Установленная мощность котельных на газе, Гкал/ч.	101,6	285,5	821,3	919,8
Количество котельных, шт., всего	344	344	344	344
из них: котельные на угле	253	199	43	-
котельные на нефти	73	42	12	-
котельные на дровах	11	3	-	-
котельные на газе	7	100	289	344
Производство тепловой энергии, тыс. Гкал/год	1570,2	1593,3	1631,8	1670,3
Расход природного газа*, тыс. т. у.т.	37,3	87,3	232,5	265,6

Примечание - * котельными, переводимыми на природный газ

Объем газа, потребляемого котельными, к 2025 г. превысит величину 265 тыс. т. у.т. (см. таблицу 10.1.2). Наибольший объем потребления газа будет в Южно-Якутском энергорайоне - 120,7 тыс. т. у.т. (45,4%), в Центральном энергорайоне составит 74,8 тыс. т. у.т. (28,2%), в Западном энергорайоне - 70,1 тыс. т. у.т. или 26,4% (Приложение 2.3, таблицы П. 2.3.3 - П. 2.3.5).

В целом, за период реализации программы газификации, т.е. в течение 2009-2025 гг., на природный газ должно быть переведено 386 котельных, требуемые инвестиции составят 8091 млн. руб.

____________________

* Пояснительная записка "О государственной программе "Газификация населенных пунктов Республики Саха (Якутия) в 2007-2011 гг. и основные направления газификации до 2020 года".

(2) Перевод котельных на уголь

Сохранение и тем более увеличение доли угля в топливно-энергетическом балансе республики будет соответствовать решению важных технологических и экономических задач. Этот вид энергоресурсов позволит обеспечить удовлетворение потребностей республики в топливе и энергии. Усиливающаяся тенденция сокращения мировых доступных запасов нефти и природного газа, повышения цен на эти энергоносители, повлечет за собой переориентацию поставки данных энергоносителей на экспорт. В связи с этим, значение угля в теплоэнергетике республики в ближайшие десятилетия будет неуклонно возрастать. С начала использования нефти в качестве котельного топлива его натуральные объемы возросли в 2,8 раза, а расходы бюджета по закупке и доставке возрасли в абсолютной сумме более чем в 30 раз. По данным Министерства финансов Республики Саха (Якутия) закупочные цены на нефть за период с 1998 г. по 2006 г. выросли более чем в 19,7 раз, в то время как за аналогичный период рост цен на каменный уголь ОАО "Зырянский угольный разрез" составил 2,6 раза.

В последнее время все острее ощущается проблема использования нефти. Ростехнадзор выступает с заявлениями о запрете использования сырой нефти в качестве котельного топлива, как топлива, не имеющего сертификации.

Кроме того, котельные на дровах вырабатывают ежегодно около 43,2 тыс. Гкал, для чего расходуется 69,7 тыс. м. дров. При этом снабжение дровами сельских населенных пунктов проблематично, поскольку заготовка топлива для котельных является достаточно трудоемким процессом. Вместе с тем, запасы древесины в непосредственной близости от котельных уменьшаются, а стоимость заготовки и транспортировки увеличивается. В связи с этим появляется необходимость сокращения потребления дров на цели теплоснабжения и перевода котельных на сжигание угля.

Центральный энергорайон

В перспективе предусматривается, что в котельных Центрального энергорайона будут использоваться джебарики-хайский, кангаласский, харбалахский угли, а также угли нового Белогорского месторождения.

Перевод существующих котельных на дровах на сжигание угля предусматривается осуществить до 2015 г. Часть котельных на дровах вошли в программу газификации и будут заменены газовыми котельными. Динамика перевода котельных на дровах на сжигание угля представлена в таблице 10.1.3. Список "дровяных" котельных, планируемых для перевода на уголь, приведен в таблице П.2.3.6 Приложения 2.3.

Таблица 10.1.3 - Динамика перевода котельных с дров на сжигание угля в улусах Центрального энергорайона, тыс. т у.т./год

Показатель	Год
	2007 факт	2010	2015	2020	2025	2030
Потребление топлива, всего	0,98	0,99	0,46	0,48	0,5	0,52
в том числе:
уголь			0,46	0,48	0,5	0,52
сангарский			0,44	0,46	0,48	0,5
кангаласский			0,02	0,02	0,02	0,02
дрова	0,98	0,99

В Центральном энергорайоне в соответствии с прогнозом развития угледобывающей промышленности появляется возможность перевода котельных на нефти, не охваченных газификацией, на сжигание угля. В связи с этим изменятся условия топливоснабжения этих котельных. Динамика перевода котельных на сжигание угля приведена в таблице 10.1.4.

Таблица 10.1.4 - Динамика перевода котельных с нефти на сжигание угля в улусах Центрального энергорайона, тыс. т у.т./год

Показатель	Год
	2007 факт	2010	2015	2020	2025	2030
Потребление топлива, всего	29,08	29,37	30,1	30,86	39,84	35,48
в том числе:
уголь			5,74	10,74	31,63	32,42
джебарики-хайский			5,74	5,89	6,03	6,19
харбалахский				4,86	4,98	5,10
кангаласский					20,62	21,13
нефть	29,08	29,37	24,36	20,11	8,21	3,06

В результате реализации мероприятий по переводу котельных на сжигание угля к 2030 г. в работе останется котельная на нефти только в с. Тополиное Томпонского улуса установленной мощностью 8,1 Гкал/ч., что связано с отдаленностью и труднодоступностью ее расположения. В отдаленной перспективе при условии развития транспортной схемы и улучшения условий доставки и хранения топлива возможен перевод котельной на сжигание угля.

Западный энергорайон

В связи с газификацией Западного энергорайона часть котельных на дровах предполагается заменить котельными на природном газе. Согласно программе газификации до 2011 г. планируется перевести 2 котельные на дровах Вилюйского улуса на сжигание природного газа, а до 2015 г. - еще 8 котельных в Ленском улусе. Остальные котельные на дровах целесообразно перевести на сжигание угля. Динамика перевода котельных с дров на сжигание угля приведена в таблице 10.1.5.

Таблица 10.1.5 - Динамика перевода котельных с дров на сжигание угля в улусах Западного энергорайона, тыс. т у.т./год

Показатель	Год
	2007 факт	2010	2015	2020	2025	2030
Потребление топлива, всего	3,78	3,83	3,68	2,49	2,43	2,59
в том числе:
уголь	0,0	0,01	0,58	2,03	2,43	2,59
дрова	3,78	3,82	3,1	0,46

Предполагается, что к 2025 г. из топливного баланса энергорайона будут полностью исключены дрова.

Южно-Якутский энергорайон

В южной части республики, несмотря на то, что дефицит дровяного топлива отсутствует, дальнейшее его использование нецелесообразно. В таблице 10.1.6 приведена динамика изменения структуры топливоснабжения котельных на дровах при переводе их на сжигание угля. Как из нее следует, к 2020 г. дрова будут полностью исключены из топливного баланса энергорайона.

Таблица 10.1.6 - Динамика перевода котельных с дров на сжигание угля в улусах Южно-Якутского энергорайона, тыс. т у.т./год

Показатель	Год
	2007 факт	2010	2015	2020	2025	2030
Потребление топлива, всего	0,69	0,7	0,59	0,47	0,49	0,5
в том числе: уголь			0,24	0,47	0,49	0,5
дрова	0,69	0,7	0,35

Северный энергорайон

Анализ схемы доставки топлива в населенные пункты Северного энергорайона, где при отсутствии автодорог основными транспортными артериями являются реки, показывает, что перевод котельных на уголь рационален на территории улусов, снабжаемых зырянским углем (Верхнеколымский, Среднеколымский, Нижнеколымский, Аллаиховский, Абыйский, Момский улусы). В умеренном сценарии необходимо перевести на сжигание угля 7 котельных на нефти и 10 котельных на дровах, в стратегическом - 4 на нефти и 7 на дровах (таблица 10.1.7).

Таблица 10.1.7 - Характеристика котельных, переводимых на сжигание зырянского угля

Улус	Количество котельных, шт.	Установленная мощность, Гкал/ч.	Топливо
Умеренный сценарий
Нижнеколымский	2	7,7	нефть
Аллаиховский	2	9,39	нефть
Абыйский	3	17,84	нефть
Момский	10	14,49	дрова
Всего	17	49,42
Стратегический сценарий
Нижнеколымский	2	7,7	нефть
Аллаиховский	2	9,39	нефть
Момский	7	10,52	дрова
Всего	11	27,61

Меньшее количество котельных, переводимых на сжигание угля, в стратегическом сценарии по сравнению с умеренным связано со строительством дополнительно трех ТЭЦ ММ на угле, которое позволит закрыть ряд котельных в населенных пунктах их размещения. Динамика годовой потребности котельных в зырянском угле по улусам представлена в таблице 10.1.8.

В настоящее время потребление зырянского угля на котельных Северного энергорайона составляет 54,8 тыс. т. у.т. После строительства ТЭЦ ММ в п. Зырянка и закрытия котельных в этом населенном пункте потребление угля на котельных сократится в 2,2 раза (до 24,4 тыс. т. у.т. в 2010 г.). К 2030 г. в результате перевода котельных с нефти и дров на сжигание угля и вывода из эксплуатации части котельных за счет строительства ТЭЦ ММ потребность в зырянском угле на котельных в умеренном сценарии составит 42,3 тыс. т. у.т., в стратегическом - 31,4 тыс. т. у.т.

Показатели котельных на дровах, переводимых на сжигание джебарики-хайского угля, представлены в таблице 10.1.9. В таблице приведены и объемы сокращения расхода дров в северных улусах республики. Информация о котельных, переводимых с дров на уголь в Момском улусе, представлена в таблице 10.1.8. Поименный перечень котельных на дровах, планируемых для перевода на сжигание угля, приведен в таблице П. 2.3.6 Приложения 2.3.

Использование джебарики-хайского угля в перечисленных выше улусах обусловлено тем, что в них уже имеются котельные, работающие на этих углях, отработан маршрут и условия его доставки. Исключение составляет Эвено-Бытантайский улус, где уголь не сжигается. Однако котельные, планируемые для перевода с дров на уголь, расположены в п. Батагай-Алыта и доставка угля возможна из п. Верхоянск по зимнику. Динамика перевода котельных на дровах на сжигание угля в рассматриваемых улусах представлена в таблице 10.1.10.

Таблица 10.1.8 - Годовая потребность котельных в зырянском угле, тыс. т н.т./тыс. т у.т.

Улус	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный сценарий
Верхнеколымский	36,36 _____ 36,35
Среднеколымский	14,1 _____ 11,9	14,3 _____ 12,0	10,3 _____ 8,6	10,5 _____ 8,9	11,0 _____ 9,3	11,3 _____ 9,5
Нижнеколымский	4,6 _____ 3,9	4,6 _____ 3,9	9,0 _____ 7,0	9,2 _____ 7,8	9,5 _____ 8,0	9,7 _____ 8,2
Аллаиховский				3,4 _____ 2,9	3,4 _____ 2,9	3,5 _____ 2,9
Абыйский	6,4 _____ 5,4	6,5 _____ 5,5	6,7 _____ 5,6	17,4 _____ 14,6	18,2 _____ 15,3	18,6 _____ 15,7
Момский	3,5 _____ 2,9	3,5 _____ 3,0	3,6 _____ 3,1	9,9 _____ 8,4	10,4 _____ 8,8	10,6 _____ 9,0
Потребность в зырянском угле, всего	65,0 _____ 54,8	28,9 _____ 24,4	29,6 _____ 24,9	47,0 _____ 39,7	49,1 _____ 41,4	50,2 _____ 42,3
Стратегический сценарий
Верхнеколымский	36,36 _____ 30,65
Среднеколымский	14,1 _____ 11,9	14,3 _____ 12,0	10,3 _____ 8,6	10,5 _____ 8,9	11,0 9,3	11,3 _____ 9,5
Нижнеколымский	4,6 _____ 3,9	4,6 _____ 3,9	9,0 _____ 7,0	9,2 _____ 7,8	9,5 _____ 8,0	9,7 _____ 8,2
Аллаиховский				3,4 _____ 2,9	3,4 _____ 2,9	3,5 _____ 2,9
Абыйский	6,4 _____ 5,4	6,5 _____ 5,5	6,7 _____ 5,6	6,2 _____ 5,3	6,5 _____ 5,5	7,0 _____ 5,9
Момский	3,5 _____ 2,9	3,5 _____ 3,0	3,6 _____ 3,1	8,8 _____ 7,4	9,2 _____ 7,8	9,4 _____ 7,9
Потребность в зырянском угле, всего	65,0 _____ 54,8	28,9 _____ 24,4	29,6 _____ 24,9	34,8 _____ 29,3	36,3 _____ 30,6	37,3 _____ 31,4

Таблица 10.1.9 - Характеристика котельных Северного энергорайона, переводимых с дров на сжигание джебарики-хайского угля

Улус	Количество котельных, шт.	Установленная мощность, Гкал/ч.	Потребление топлива
			тыс. м3	тыс. т. у.т.
Жиганский	3	0,51	0,29	0,08
Оймяконский	4	1,2	0,96	0,26
Эвено-Бытантайский	3	0,78	1,07	0,28
Верхоянский	33	9,9	16,3	4,3
Всего	43	12,39	18,59	4,95

Таблица 10.1.10 - Динамика перевода котельных с дров на сжигание угля в улусах Северного энергорайона, тыс. т у.т./год

Показатель	Год
	2007 факт	2010	2015	2020	2025	2030
Расход топлива, всего	4,95	5,0	5,11	4,8	4,5	4,56
в том числе:
уголь			0,16	2,15	4,34	4,56
дрова	4,95	5,0	4,95	2,65	0,16

В Северном энергорайоне предполагается к 2030 г. в полностью перевести котельные с дров на сжигание угля.

(3) Строительство станций малой мощности

В республике согласно программе "Оптимизация локальной энергетики Республики Саха (Якутия)", разработанной в 2007 г. ОАО АК "Якутскэнерго", предусматривается строительство 20 ТЭЦ малой мощности.

В умеренном сценарии планируется строительство 8 ТЭЦ ММ на угле - в п. Депутатский, п. Зырянка, п. Сангар, г. Среднеколымск, с. Нижнеянск, с. Жиганск, п. Чокурдах и п. Черский, а также атомных станций в п. Усть-Куйга, с. Юрюнг-Хая и п. Тикси. В стратегическом сценарии, в дополнение к источникам, перечисленным выше, предполагается строительство еще трех ТЭЦ ММ в п. Батагай, п. Белая Гора и с. Хонуу.

В настоящее время теплоснабжение перечисленных выше населенных пунктов обеспечивается котельными. Реализация данных проектов позволит вывести из эксплуатации морально и физически устаревшее оборудование с более низкими показателями производства энергии. Планируемые источники полностью покроют потребность в тепловой энергии населенных пунктов.

Всего за рассматриваемый период ввод тепловой мощности ТЭЦ ММ составит в умеренном сценарии развития - 240 Гкал/ч., в стратегическом - 320 Гкал/ч. Суммарная тепловая мощность атомных станций малой мощности составит 64 Гкал/ч. в обоих сценариях развития с различием по срокам вводов.

(4) Использование электроэнергии на цели теплоснабжения

В настоящее время электрокотельные республики вырабатывают около 780 тыс. Гкал/год, при этом потребляется 914 млн. кВт*ч. электроэнергии. Доля тепловой энергии, произведенной на этих теплоисточниках, составляет 4,5% от общей выработки тепловой энергии. В основном все электрокотельные расположены на территории Мирнинского улуса. Технические показатели этих электрокотельных приведены в таблице 10.1.11.

Таблица 10.1.11 - Характеристики электрокотельных Западного энергорайона

Населенный пункт	Количество котельных, шт.	Установленная мощность, Гкал/ч.	Производство тепловой энергии, тыс. Гкал	Потребление электроэнергии, млн. кВт*ч.
г. Мирный	1	52	2,4	2,8
п. Светлый	1	18,1	39	47,6
п. Арылах	1	40,9	44,2	49,3
п. Заря	0	0	0	0
п. Чернышевский	10	97,5	136	166,1
п. Удачный	6	262,6	380,3	442,3
п. Айхал	3	39,11	176,7	205,5
Всего	22	510,2	778,6	913,6

Наибольшая установленная мощность электрокотельных, более 50% от суммарной, сосредоточена в г. Удачный - 262,6 Гкал/ч., этими котельными вырабатывается ежегодно 442 тыс. Гкал.

В связи с тем, что строительство газопровода Айхал-Удачный приостановлено и возможность реализации этого проекта рассматривается в отдаленной перспективе (за 2030 г.), все существующие электрокотельные, кроме электрокотельных п. Айхал, сохраняются в работе. В п. Айхал в период до 2012 г. существующие котельные, в том числе и электрокотельные, переводят на сжигание газа. В эти же сроки будет газифицирован Мирнинский улус.

Перевод источников тепловой энергии на сжигание природного газа позволит увеличить надежность энергообеспечения и уменьшить зависимость Мирнинского улуса от обеспеченности гидроресурсами водохранилища Вилюйских ГЭС. Наряду с другими факторами на выбор структуры топливоснабжения п. Айхал повлиял высокий износ и перегруженность линии электропередачи КВГЭС-Айхал-Удачный.

Строительство ВЛ-220 кВ Мирный-Сунтар-Нюрба создаст благоприятные условия для передачи дополнительных электрических мощностей в Сунтарский и Нюрбинский улусы. Согласно ведомственной целевой программе "Перевод на электроотопление социальных, жилых и производственных объектов Сунтарского и Нюрбинского улусов Республики Саха (Якутия), отапливаемых от котельных ГУП "ЖКХ Республики Саха (Якутия)" на период 2007-2012 годы" возможен перевод 40 котельных Сунтарского и 39 котельных Нюрбинского улусов на электроотопление. В связи с этим в период до 2015 г. предполагается перевести котельные п. Сунтар на электроотопление. Характеристика котельных п. Сунтар, планируемых к переводу на электроэнергию, представлена в таблице 10.1.12.

Таблица 10.1.12 - Характеристики котельных п. Сунтар

Котельная	Установленная мощность, Гкал/ч.	Производство тепловой энергии, Гкал/год	Топливо	Потребление топлива
				т н.т.	т. у.т.
Котельная N 5	1,2	1603,6	уголь	433,6	333,0
Стройучасток	1,2	866,0	уголь	234,8	180,3
Котельная N 9	2,3	2433,1	уголь	789,8	606,6
Котельная N 1	1,2	2541,1	ГКТ	335,8	480,2
Котельная N 2	1,9	1002,1	ГКТ	129,3	184,9
Котельная N 6	6,4	12084,8	ГКТ	1434,2	2050,9
Котельная N 10	3,0	6553,8	ГКТ	854,3	1221,6
Котельная N 3	5,2	11567,9	нефть	1518	2170,7
Всего	22,4	38652,4

При переводе котельных с органического топлива на электроэнергию суммарной установленной мощностью 22,4 Гкал/ч. и производством тепла 38,7 тыс. Гкал будет ежегодно высвобождаться 7,2 тыс. т у.т топлива.

К 2030 г. производство тепловой энергии существующими электрокотельными сократится на 9,9% и составит 686 тыс. Гкал. Падение уровня производства тепла энергоисточниками в 2015 г. связано с газификацией п. Айхал и переводом существующих электрокотельных на сжигание природного газа.

Новое строительство шести промышленных электрокотельных предполагается на алмазных месторождениях "Мир", "Удачная" и "Верхняя Муна", ниобий-редкоземельном месторождении "Томтор", Кючусском месторождении золота и свинцово-цинковом месторождении "Сардана". Для двух рассматриваемых сценариев развития потребность в тепловой энергии новых промышленных проектов одинакова, суммарная мощность котельных составит более 50 Гкал/ч. Прогноз потребления тепловой энергии промышленными объектами, а также объемы производства тепла и потребления электроэнергии электрокотельными приведены в таблице 10.1.13.

В течение расчетного периода суммарное производство тепловой энергии электрокотельными увеличится на 24,9% и в 2030 г. составит 950 тыс. Гкал, при этом потребление электроэнергии на нужды теплоснабжения достигнет 1,16 млрд. кВт*ч.

Таблица 10.1.13 - Производство тепловой энергии и потребление электроэнергии электрокотельными республики

Энергорайон, показатель	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Центральный энергорайон
Свинцово-цинковое месторождение "Сардана"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал			10	20	20	20
Производство тепловой энергии, тыс. Гкал			11	21	21	21
Потребление электроэнергии, млн. кВт*ч.			13	26	26	26
Западный энергорайон
Производство тепла существующими электрокотельными, тыс. Гкал	761,4	714	637	653	670	686
Потребление электроэнергии, млн. кВт*ч.	929,8	871,9	777,9	797,4	818,2	837,7
Отработка глубоких горизонтов трубки "Удачная"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал			60	75	75	75
Производство тепловой энергии, тыс. Гкал			64	80	80	80
Потребление электроэнергии, млн. кВт*ч.			78	97	97	97
Всего по энергорайону
Производство тепловой энергии, тыс. Гкал	761	714	701	733	750	766
Потребление электроэнергии, млн. кВт*ч.	929,8	871,9	855,9	894,4	915,2	934,7
Северный энергорайон
Освоение Кючусского месторождения золота
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал			3,0	3,6	3,6	3,6
Производство тепловой энергии, тыс. Гкал			3,2	3,8	3,8	3,8
Потребление электроэнергии, млн. кВт*ч.			3,9	4,7	4,7	4,7
Разработка ниобий-редкоземельного месторождения "Томтор"
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал				0,3	0,3	0,3
Производство тепловой энергии, тыс. Гкал				0,3	0,3	0,3
Потребление электроэнергии, млн. кВт*ч.				0,4	0,4	0,4
Разработка Верхне-Мунского месторождения алмазов
Потребление тепловой энергии, тыс. Гкал				25	75	75
Производство тепловой энергии, тыс. Гкал				27	80	80
Потребление электроэнергии, млн. кВт*ч.				32	97	97
Всего по энергорайону
Производство тепловой энергии, тыс. Гкал			3,2	30,7	83,9	83,9
Потребление электроэнергии, млн. кВт*ч.			3,9	37,5	102,5	102,5
Всего по республике
Производство тепловой энергии, тыс. Гкал	761,4	777,8	778,5	864,6	934,8	950,8
Потребление электроэнергии, млн. кВт*ч.	929,8	949,8	950,7	1055,8	1141,5	1161,1

(5) Строительство новых промышленных котельных

Реализация перспективных инвестиционных проектов республики требует строительства новых источников тепловой энергии для организации теплоснабжения промышленных предприятий. Прогноз потребности в тепловой энергии по промышленным проектам приведен в таблице 2.2.2 Приложения 2.2. В качестве источников тепловой энергии предусматривается строительство котельных на угле, газе и нефти. Ориентация источников на соответствующий вид топлива зависит от месторасположения вводимых объектов по отношению к топливодобывающим предприятиям и транспортным магистралям. В таблице 10.1.14 приведены технико-экономические показатели котельных новых промышленных проектов, включенных в инвестиционные программы.

Таблица 10.1.14 - Технико-экономические показатели котельных новых промышленных объектов

Объект	Тепловая мощность котельной, Гкал/ч.	Топливо	Потребление топлива, тыс. т. у.т.
1. Шахта "Денисовская"	30	нерюнгринский уголь	22
2. Шахта "Холодниканская"	8,6	-//-	6,5
3. Шахта "Инаглинская"	19,7	-//-	12,6
4. Строительство "Таежного" ГОКа	26	-//-	17,9
5. Селигдарское месторождение	19,5	-//-	12,4
6. Золото-урановые месторождения Эльконской группы	23,9	-//-	17,6
7. Строительство "Тарыннахского" ГОКа	74	-//-	49,4
8. Нежданинское месторождение	1,38	джебарики-хайский уголь	1,06
9. Лесопромышленный комплекс на юго-западе	32	нерюнгринский уголь	24,3
10. Подземный рудник "Айхал"	15,7	Средне-ботуобинский газ	7,6
11. Месторождение "Прогноз"	2,58	нефть	1,65

Технико-экономическая оценка вариантов теплоснабжения проектов производилась в соответствии с заданными темпами ввода мощностей для каждого из объектов по удельным показателям стоимости котельного оборудования и его доставки до г. Якутска. Цены на топливо с учетом его доставки для каждого из проектов приняты по фактическим показателям 2008 г. с дифференцицией# по улусам республики.

В таблице П. 2.3.7 Приложения 2.3 представлены результаты технико-экономических расчетов теплоснабжения крупных промышленных проектов. Эти показатели соответствуют максимальной тепловой нагрузке и потреблению тепла, достигаемых к концу прогнозного периода (2030 г.). Наиболее значимой составляющей себестоимости тепловой энергии является стоимость топлива, высокая величина которой приводит к тому, что себестоимость производства тепловой энергии превышает 1300 руб./Гкал (рисунок 10.1.1). Наиболее низкая себестоимость достигается при эффективном использовании газа (рисунок 10.1.1 промышленный проект 10), что обусловлено как сравнительно невысокой стоимостью природного газа Чаяндинского месторождения, так и более низкими капиталовложениями в строительство и оборудование газовой котельной.

"Экономические показатели вариантов теплоснабжения новых промышленных объектов" (рис. 10.1.1)

Примечание - нумерация на рисунке в соответствии с таблицей 10.1.14

Производство тепловой энергии и потребность в топливе в рамках расчетного периода приведены в таблице 10.1.15.

(6) Развитие и реконструкция тепловых сетей

Практически во всех улусах и городах республики имеется высокий уровень изношенности тепловых сетей, который не позволяет обеспечить эффективное функционирование систем теплоснабжения. Доля тепловых сетей, имеющих сверхнормативный износ, превышает 66%.

Значительная изношенность и аварийность источников теплоснабжения, тепловых сетей, а также нерациональное использование тепла в системах теплопотребления приводят к завышенным потерям тепловой энергии. К 2007 г. по сравнению с уровнем 2000 г. они возросли на 478 тыс. Гкал и составили 12,8% по отношению к производству тепла.

Таблица 10.1.15 - Производство тепловой энергии и потребление топлива на котельных промышленных проектов

Показатель	Год
	2010	2015	2020	2025	2030
Котельные на угле
Потребление топлива, тыс. т. у.т., всего		63,8	105,6	144,1	158,5
в том числе:
нерюнгринский уголь		63,3	104,5	143,0	157,4
уголь джебарики-хая		0,5	1,1	1,1	1,1
Производство тепловой энергии, тыс. Гкал		388,1	646,3	883,1	974,4
Котельные на жидком топливе
Потребление топлива, тыс. т. у.т.		1,7	1,7	1,7	1,7
Производство тепловой энергии, тыс. Гкал		11,2	11,2	11,2	11,2
Котельные на природном газе
Потребление топлива, тыс. т. у.т.	1,2	1,2	1,2	1,2	1,2
Производство тепловой энергии, тыс. Гкал	8,0	8,0	8,0	8,0	8,0

Как из нее следует, для теплоснабжения проектных промышленных объектов к 2030 г. потребуется 159 тыс. т. у.т. угля, из которого 99% приходится на нерюнгринский уголь, 1,7 тыс. т. у.т. жидкого топлива и 1,2 тыс. т. у.т. природного газа.

Оценка затрат на развитие и реконструкцию муниципальных тепловых сетей по улусам республики приведена в таблице П. 2.3.8 Приложения 2.3. Расчет затрат выполнен в соответствии с нормативными данными стоимости перекладки тепловой сети и с учетом их корректировки к территориальным условиям республики. В работе рассмотрено два сценария развития и реконструкции тепловых сетей: в умеренном сценарии предполагается замена изношенных на данный момент тепловых сетей, в стратегическом - замена всего объема теплопроводов.

Распределение суммарных затрат на восстановление изношенных тепловых сетей в республике по временным интервалам до 2030 г. и соответствующие объемы перекладки сетей представлены в таблице 10.1.16.

Таблица 10.1.16 - Объемы перекладок изношенных тепловых сетей республики, км.

Показатель	Период				Всего за период 2010-2030 гг.
	2010-2015	2016-2020	2021-2025	2026-2030
Умеренный сценарий	521,5	434,5	434,5	434,5	1825,0
Стратегический сценарий	761,3	659,4	659,4	659,4	2739,5

Предположительная последовательность реконструкции тепловых сетей позволит в умеренном сценарии полностью устранить существующий физический износ (около 60%) до 2030 г., что обеспечит надежное функционирование систем теплоснабжения.

(7) Энергосбережение

Реализация энергосберегающих мер является одним из наиболее эффективных направлений развития теплоснабжения. При этом максимально используются мощности действующих источников и тепловых сетей, и осуществляется реконструкция и модернизация всей цепочки производства, транспорта и потребления тепловой энергии на базе современного оборудования, энергосберегающих технологий, систем измерений и регулирования.

Энергосбережение является комплексной проблемой, решение которой дает разноплановые эффекты. В технико-экономическом аспекте это снижение потерь, внедрение новых технологий и оборудования, повышение технического уровня теплового хозяйства. Экологический эффект связан со снижением расхода топлива и уменьшением количества вредных выбросов. Социальный эффект состоит в повышении надежности теплоснабжения, уровня комфорта в зданиях. С финансовой точки зрения проекты энергосбережения окупаемы по своей сути, так как приводят к снижению теплопотребления.

Одним из составляющих мероприятий энергосбережения, которое имеет тенденцию к наращиванию темпов реализации, является оснащение систем теплопотребления приборами коммерческого учета и измерения тепловой энергии. Сама по себе эта мера не приводит к энергосбережению, однако она упорядочивает взаимоотношения энергоснабжающих организаций и потребителей, позволяет контролировать теплопотребление и совместно с эффективной системой тарифообразования стимулирует экономию тепла. Кроме того, установка теплосчетчиков является обязательным условием внедрения всех энергосберегающих мер.

С точки зрения регионального и местных бюджетов первоочередными объектами для реализации энергосберегающих мер должны стать детские сады, школы, больницы и административные здания, теплоснабжение которых оплачивается полностью из бюджета, а договорное их теплопотребление часто завышено по сравнению с реальным.

На первом этапе, на абонентском вводе необходимо устанавливать теплосчетчик, регулятор перепада давления или балансировочный клапан, регулятор температуры воды, подаваемой на горячее водоснабжение, и пересмотреть условия договора с теплоснабжающей организацией.

Следующей по приоритетности сферой энергосбережения должны стать жилые здания. Однако суммарные затраты даже на минимальное оснащение всех жилых зданий приборами измерений и регулирования слишком велики. Поэтому здесь необходима последовательная реализация программы, включающей экономически окупаемые энергосберегающие проекты.

Рекомендуемые мероприятия по совершенствованию теплоснабжающих систем практически все направлены на повышение эффективности использования энергоресурсов. Комплекс предлагаемых мер дифференцирован по сложности систем и их масштабам.

В теплоснабжающей системе г. Якутска предлагаемые мероприятия включают замену традиционных элеваторных узлов на вводах в здания на автоматизированные тепловые пункты с установкой балансировочных клапанов на стояках системы отопления. Они обеспечивают следующие преимущества:

- гидравлическую независимость внутридомовых и наружных систем;

- высокую точность регулирования тепловых и гидравлических режимов;

- снижение температуры обратной воды в результате использования теплоносителя после систем отопления и вентиляции для нагрева холодной воды на горячее водоснабжение;

- увеличение используемого температурного перепада теплоносителя;

- низкое рабочее давление;

- хорошее качество воды;

- взаиморезервирование систем отопления, вентиляции, горячего водоснабжения между собой.

К числу первоочередных энергосберегающих мероприятий, рекомендованных для небольших систем теплоснабжения от котельных, относится монтаж балансировочных клапанов (регуляторов перепада давления) на вводах в здания и на стояках их систем отопления, что позволит более эффективным способом провести гидравлическую регулировку и наладку тепловых сетей.

10.2 Производство тепловой энергии

Вводы мощностей

В связи с ростом теплопотребления за рассматриваемый период возникает необходимость ввода мощностей источников тепловой энергии. Эта ситуация усугубляется увеличением физического износа оборудования источников и его демонтажом. Как следствие, возникает необходимость ввода в эксплуатацию новых и расширение существующих источников тепловой энергии. Динамика ввода тепловой мощности в республике представлена в таблице 10.2.1.

К концу рассматриваемого периода ввод тепловой мощности составит 1713,5 Гкал/ч. в умеренном сценарии и 1793,5 Гкал/ч. в стратегическом. Различие между величинами вводимой тепловой мощности связано с тем, что в стратегическом сценарии планируется строительство дополнительно трех ТЭЦ ММ. Ввод тепловой мощности на крупных электростанциях республики к 2030 г. достигнет 1120 Гкал/ч. В умеренном сценарии основной ввод предполагается в период с 2011 по 2020 гг., в стратегическом - до 2015 гг.

Строительство Якутской ГРЭС-2 планируется для покрытия дефицита мощности в г. Якутске и пригороде, вызванного растущей тепловой потребностью населения и промышленных предприятий, а также поэтапным выводом из эксплуатации Якутской ГРЭС. Для покрытия тепловых нагрузок потребителей устанавливаются три котла мощностью по 180 Гкал/ч. В связи с тем, что в умеренном сценарии на уровне 2015 г. нет дефицита тепловой энергии, котельное оборудование на станции устанавливается в период с 2016 по 2020 гг.

Таблица 10.2.1 - Ввод тепловой мощности в республике, Гкал/ч.

Показатель	Период				Всего за период 2009-2030
	2009-2010	2011-2015	2016-2020	2021-2025
Умеренный сценарий
Ввод мощности, всего	10	653	710,6	200	1713,5
Электростанции, всего		410	550	160	1120
в том числе:
Якутская ГРЭС-2			540		540
Нерюнгринская ГРЭС		240			240
Эльгинская ТЭЦ		160		160	320
Джебарики-Хайская ТЭЦ		10	10		20
ТЭЦ ММ, всего	80	120	40		240
в том числе:
ТЭЦ ММ п. Депутатский	40
ТЭЦ ММ п. Зырянка	40
ТЭЦ ММ п. Сангар		40
ТЭЦ ММ г. Среднеколымск		20
ТЭЦ ММ с. Нижнеянск			20
ТЭЦ ММ с. Жиганск		20
ТЭЦ ММ п. Чокурдах			20
ТЭЦ ММ п. Черский		40
АТЭЦММ, всего		12	12	40	64
в том числе:
АТЭЦ ММ п. Усть-Куйга		12
АТЭЦ ММ с. Юрюнг-Хая			12
АТЭЦ ММ п. Тикси				40
Электрокотельные	30	5	15,1		50,1
Промышленные котельные		146	93,5		239,4
Стратегический сценарий
Ввод мощности, всего	110	1433	170,6	80	1793,5
Электростанции, всего		1110	10		1120
в том числе:
Якутская ГРЭС-2		540			540
Нерюнгринская ГРЭС		240			240
Эльгинская ТЭЦ		320			320
Джебарики-Хайская ТЭЦ		10	10		20
ТЭЦ ММ, всего	80	120	40	80	320
в том числе:
ТЭЦ ММ п. Депутатский	40
ТЭЦ ММ п. Зырянка	40
ТЭЦ ММ п. Сангар		40
ТЭЦ ММ г. Среднеколымск		20
ТЭЦ ММ с. Нижнеянск			20
ТЭЦ ММ с. Жиганск		20
ТЭЦ ММ п. Чокурдах			20
ТЭЦ ММ п. Черский		40
ТЭЦ ММ п. Батагай				40
ТЭЦ ММ п. Белая Гора				20
ТЭЦ ММ с. Хонуу				20
АТЭЦММ, всего		52	12		64
в том числе:
АТЭЦ ММ п. Усть-Куйга		12
АТЭЦ ММ с. Юрюнг-Хая			12
АТЭЦ ММ п. Тикси		40
Электрокотельные	30	5	15,1		50,1
Промышленные котельные		146	93,5		239,4

Также в период до 2015 г. планируется расширение Нерюнгринской ГРЭС, при этом увеличение тепловой мощности станции составит 240 Гкал/ч.

Установленная тепловая мощность Эльгинской ТЭЦ к 2030 г. достигнет 320 Гкал/ч. В умеренном сценарии на уровне 2015 г. планируется ввод блока тепловой мощностью 160 Гкал/ч., второй такой блок вводится в эксплуатацию в период с 2021 по 2025 гг. В стратегическом сценарии оба блока устанавливаются в период с 2011 по 2015 гг.

Ввод в эксплуатацию Джебарики-Хайской ТЭЦ планируется в период с 2011 по 2020 гг., что позволит покрыть тепловые нагрузки промышленных и социальных объектов.

Ввод тепловой мощности ТЭЦ ММ к 2030 г. в умеренном сценарии составит 240 Гкал/ч., в стратегическом - 320 Гкал/ч. Тепловая мощность вводимых в эксплуатацию атомных станций к концу рассматриваемого периода составит 64 Гкал/ч. Кроме того, к 2030 г. мощность новых электрокотельных составит 50,1 Гкал/ч., промышленных котельных - 239,4 Гкал/ч.

(2) Производство тепловой энергии

Перспективный рост теплопотребления в республике будет в основном покрываться за счет производства тепловой энергии на тепловых электростанциях (включая ТЭЦ ММ и АТЭЦ ММ). Увеличение суммарного производства к 2030 г. составит 29% в умеренном сценарии и 35% - в стратегическом сценарии развития относительно уровня 2007 г. (таблица 10.2.2).

Рост производства на электростанциях к 2030 г. составит 93% при умеренном сценарии развития, стратегическом - 130% от уровня 2007 г. Такой рост обеспечивается за счет ввода в эксплуатацию Якутской ГРЭС-2 в Центральном энергорайоне, 8 ТЭЦ ММ и 3 АТЭЦ ММ в Северном и Центральном энергорайонах, а также Эльгинской ТЭЦ (Южно-Якутский энергорайон) и Джебарики-Хайской ТЭЦ (Центральный энергорайон), сооружаемых для энергоснабжения новых производственных мощностей.

В стратегическом сценарии в отличие от умеренного производство тепла на крупных станциях увеличивается более высокими темпами, за счет дополнительного ввода 3 ТЭЦ ММ на угле в 2025 г.

Динамика производства тепловой энергии в республике по типам источников представлена на рисунках 10.2.1 и 10.2.2.

Уровень производства тепловой энергии котельными к 2030 г. увеличится незначительно (на 9 и 1% соответственно умеренный и стратегический сценарии развития). Это связано с реализацией концепции строительства ТЭЦ ММ, рассчитанных на покрытие как существующих, так и перспективных тепловых нагрузок, и закрытия котельных в этих населенных пунктах.

Таблица 10.2.2 - Производство тепловой энергии в республике, млн. Гкал/год

Показатель	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный сценарий
Производство, всего	19,2	19,7	21,1	22,6	23,7	24,7
в том числе:
- Централизованный сектор, всего	15,3	15,9	17,2	18,8	19,8	20,7
в том числе:
ТЭЦ, всего:	4,6	4,3	5,1	6,6	7,4	8,0
- Якутская ТЭЦ	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
- Якутская ГРЭС	1,3	1,2	0,9	0,7	0,5	0,
- Якутская ГРЭС-2				1,4	2,1	2,6
- Нерюнгринская ГРЭС	2,3	2,1	2,7	2,9	2,9	3,0
- Эльгинская ТЭЦ			0,4	0,5	0,8	1,0
- Джебарики-Хайская ТЭЦ			0,06	0,07	0,07	0,07
ТЭЦ ММ на угле		0,2	0,6	0,7	0,7	0,7
АТЭЦ ММ			0,04	0,06	0,21	0,21
котельные	10,0	10,6	10,6	10,4	10,5	10,9
электрокотельные	0,8	0,8	0,8	0,9	0,9	1,0
- Децентрализованный сектор	3,8	3,9	3,9	3,9	3,9	3,9
Стратегический сценарий
Производство, всего	19,2	19,9	21,9	23,8	25,1	25,9
в том числе:
- Централизованный сектор, всего	15,3	16,0	18,0	19,8	20,9	21,6
в том числе:
ТЭЦ, всего:	4,6	4,3	6,1	7,9	8,8	9,5
- Якутская ТЭЦ	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
- Якутская ГРЭС	1,3	1,2	0,9	0,8	0,8	0,7
- Якутская ГРЭС-2			0,6	1,4	2,2	2,7
- Нерюнгринская ГРЭС	2,3	2,1	2,7	3,8	3,9	4,0
- Эльгинская ТЭЦ			0,8	0,8	0,9	1,0
- Джебарики-Хайская ТЭЦ			0,06	0,07	0,07	0,07
ТЭЦ ММ на угле		0,2	0,6	0,7	0,9	0,9
АТЭЦ ММ			0,18	0,20	0,21	0,21
котельные	10,0	10,7	10,4	10,1	10,1	10,1
электрокотельные	0,8	0,8	0,8	0,9	0,9	1,0
- Децентрализованный сектор	3,8	3,9	4,0	4,1	4,1	4,2

"Динамика производства тепловой энергии (умеренный сценарий)" (рис. 10.2.1)

Примечание - станции малой мощности ТЭЦ и АТЭЦ указаны в сумме

"Динамика производства тепловой энергии (стратегический сценарий)" (рис. 10.2.2)

Примечание - станции малой мощности ТЭЦ и АТЭЦ указаны в сумме

Производство тепловой энергии на электрокотельных к 2030 г. увеличится на 0,2 млн. Гкал/год, что обусловлено строительством новых источников, использующих электроэнергию для теплоснабжения промышленных объектов.

В динамике производство тепловой энергии всеми типами энергоисточников возрастает, хотя и различными темпами. Наибольшими темпами увеличивается производство на станциях малой мощности (в 3 и 3,6 раза соответственно сценариям развития), наименьшими - на децентрализованных источниках. На котельных централизованного сектора в период с 2015 по 2020 гг. произойдет некоторый спад производства, связанный с вводом в эксплуатацию ТЭЦ ММ на угле.

Структура производства тепловой энергии в республике по типам энергоисточников представлена на рисунках 10.2.3 и 10.2.4.

"Структура производства тепловой энергии (умеренный сценарий)" (рис. 10.2.3)

Примечание - станции малой мощности ТЭЦ и АТЭЦ указаны в сумме

"Структура производства тепловой энергии (стратегический сценарий)" (рис. 10.2.4)

Примечание - станции малой мощности ТЭЦ и АТЭЦ указаны в сумме

Доля тепловой энергии, производимой в централизованном секторе, к 2030 г. еще более увеличится от уровня 2007 г. - соответственно на 3,8 и 4,2%.

В умеренном сценарии в общем производстве тепла доля электростанций, включая ТЭЦ ММ и АТЭЦ ММ, возрастет с 24 до 36%, доля котельных сократится на 8%.

При увеличении абсолютной величины производства тепла электрокотельными за рассматриваемый период их доля в общей структуре производства уменьшится с 4,2% в 2007 г. до 4,0% в 2030 г.

Доля децентрализованных источников теплоснабжения сократится на 4 процентных пункта и в 2030 г. составит 15,8%.

В стратегическом сценарии в структуре производства тепловой энергии по сравнению с умеренным сценарием увеличится доля электростанций (включая ТЭЦ ММ и АТЭЦ ММ) и к 2030 г. будет составлять 40,9% вместо 36%, а доля котельных снизится (39% вместо 44,1%). Несколько возрастет доля децентрализованных источников (16,2% вместо 15,8%). Производство тепловой энергии в децентрализованном секторе будет расти несколько большими темпами, чем при умеренном сценарии развития, за счет роста индивидуальной застройки и строительства жилых зданий с крышными котельными.

Производство тепловой энергии электрокотельными остается на том же уровне, что и в умеренном сценарии.

Теплопотребление Эльконского ГМК производительностью 5 тыс. т. урана/год составит 100 тыс. Гкал/год. Для покрытия тепловой нагрузки комплекса предусматривается строительство угольной котельной установленной мощностью 24 Гкал/ч. Основной вид топлива - промпродукт.

Нерюнгринского разреза (как наиболее близко расположенного), расход топлива - 17,6 тыс. т. у.т./год. Джебарики-Хайский уголь в качестве котельного топлива не рассматривался. Суммарные капиталовложения в сооружение котельной оцениваются в 180 млн. руб.

10.3 Топливоснабжение котельных

Проблема топливоснабжения котельных республики приобретает особую остроту и актуальность в связи с постоянной тенденцией к удорожанию топлива и его транспортировкой до потребителей в условиях Крайнего Севера. К основным факторам, оказывающим негативное влияние на топливоснабжение, относятся:

- максимально продолжительные сроки отопительного периода и экстремально низкие температуры наружного воздуха по сравнению с другими регионами, что требует повышенных объемов топлива;

- наличие большого количества отдаленных труднодоступных потребителей с сезонной доставкой топлива из-за отсутствия постоянных (круглогодичных) транспортных связей;

- неудовлетворительные теплотехническте# ограждающие конструкции жилых зданий в большинстве населенных пунктах, что приводит к увеличению теплопотребления и, как следствие, топливопотребления;

- длительный период восстановления лесного массива, в связи с чем необходимо сокращать вплоть до полного исключения из топливного баланса котельных использование дров в качестве топлива.

Для обеспечения потребности в тепловой энергии в 2007 г. в котельных республики было израсходовано 1,9 млн. т. у.т., из которых 42% составил уголь, 31% - природный газ, 21% - нефть. Наряду с этим в котельных сжигается также газовый конденсат и дрова. Перспективная структура топливоснабжения котельных республики для умеренного и стратегического сценариев развития приведена в таблицах 10.3.1 и 10.3.2. Потребление топлива в котельных ГУП "ЖКХ РС (Я)" по энергорайонам представлены в таблицах П. 2.3.9-П. 2.3.12 Приложения 2.3.

Таблица 10.3.1 - Потребление топлива в котельных, тыс. т у.т./год (умеренный сценарий)

Показатель	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Потребление топлива, всего,	1926,7	1973,7	1964,4	1941,6	1945,6	1982,9
в том числе:
уголь	815,1	855,2	885,8	720,3	765,9	823,5
зырянский	54,8	24,4	24,9	39,7	41,4	42,3
нерюнгринский	367,4	453,5	470,1	330,6	350,7	389,3
кангаласский	77,8	78,9	77,9	61,2	77,1	79,4
харбалахский	58,2	58,5	58,8	63,7	53,0	53,3
джебарики-хайский	256,9	239,9	233,9	225,1	243,8	259,2
кировский	18,4	12,6	12,8	14,0	16,0
кемпендяйский	7,0	7,2	7,4	7,6	7,8
газ	588,7	592,9	679,4	828,7	871,6	881,1
нефть	410,6	418,3	312,2	296,6	213,5	209,6
ГКТ	68,8	69,5	71,4	66,9	68,4	68,6
дрова	18,2	18,0	15,6	7,6	2,3

Таблица 10.3.2 - Потребление топлива в котельных, тыс. т у.т./год (стратегический сценарий)

Показатель	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Потребление топлива, всего	1926,7	1981,8	1974,0	1896,2	1863,9	1839,5
в том числе:
уголь	815,1	863,3	876,7	679,4	693,3	690,6
- зырянский	54,8	24,4	24,9	29,3	30,6	31,4
- нерюнгринский	367,4	461,5	481,3	300,1	316,2	295,1
- кангаласский	77,8	78,9	77,9	61,2	77,1	79,4
- харбалахский	58,2	58,5	58,8	63,7	53,0	53,3
- джебарики-хайский	256,9	240,0	233,9	225,1	216,5	231,4
- кировский	18,4	12,6	12,8	14,0	16,0
- кемпендяйский	7,0	7,2	7,4	7,6	7,8
газ	588,7	592,9	679,4	828,7	871,6	881,1
нефть	410,6	418,3	311,2	292,1	204,4	199,1
ГКТ	68,8	69,5	70,9	66,9	68,4	68,6
дрова	18,2	18,0	15,6	7,6	2,3

Суммарное потребление топлива в котельных за рассматриваемый период имеет тенденцию роста к 2015 г. с последующим спадом в стратегическом сценарии и небольшим ростом после спада в умеренном сценарии. Неравномерность потребления топлива обусловлена изменениями потребности в угле. Это связано с одной стороны - с переводом части котельных с нефти и дров на уголь, с другой - выводом из эксплуатации котельных в связи со строительством ТЭЦ ММ. В отличие от умеренного сценария в стратегическом дополнительно предусматривается строительство 3 ТЭЦ ММ. В основном, эти изменения касаются зырянского и джебарики-хайского углей.

Значительное увеличение в период до 2015 г. потребления нерюнгринского угля объясняется интенсивным развитием промышленного производства на юге республики, в связи с чем увеличиваются и тепловые нагрузки промышленных котельных. Последующее сокращение расхода данного вида угля обуславливается переводом части котельных на сжигание природного газа.

Более интенсивное снижение потребления нерюнгринского угля в котельных в стратегическом сценарии связано закрытием части котельных г. Нерюнгри и переводом их нагрузки на Нерюнгринскую ГРЭС.

Масштабы газификации котельных республики приняты одинаковыми для обоих сценариев развития. В связи с широкой газификацией котельных республики к 2030 г. доля природного газа в топливном балансе котельных возрастет до 44% в умеренном сценарии и 48% - в стратегическом (разница связана с различной долей угля).

Сокращение доли нефти на котельных к 2030 г. в 2 раза объясняется с частичным закрытием котельных, а также переводом котельных, использующих этот вид топлива, в Центральном энергорайоне на сжигание угля. Решение о сокращении доли нефти в топливном балансе котельных продиктовано нецелесообразностью сжигания дорогостоящего вида топлива в котельных.

Доля газоконденсатного топлива, используемого на котельных, как и абсолютная величина за рассматриваемый период практически не изменится. Увеличение объемов использования ГКТ на котельных не предусматривается, поскольку его прирост более эффективно использовать в качестве сырья при строительстве завода по переработке газового конденсата.

К 2030 г. планируется исключить использование дров в качестве топлива на котельных в связи с неэкономичностью, трудоемкостью заготовок, а также исчерпанием запасов древесины вблизи населенных пунктов.

Кроме того, относительное снижение объемов топлива связано с сокращением удельных его расходов при переводе котельных на более эффективные виды топлива (на газ, с дров на уголь), а также реконструкцией и модернизацией котельных.

К 2030 г. удельный расход на котельных ГУП "ЖКХ РС (Я)" сократится на 7% и составит 183 кг. у.т./Гкал. На промышленных котельных удельный расход топлива изменится незначительно. В целом, удельный расход топлива на котельных уменьшится на 6% и составит 181 кг. у.т./Гкал рисунки 10.3.1 и 10.3.2.

"Динамика и структура потребления топлива в котельных (умеренный сценарий)" (рис. 10.3.1)

"Динамика и структура потребления топлива в котельных (стратегический сценарий)" (рис. 10.3.2)

В стратегическом сценарии потребление топлива котельными к 2030 г. сократится на 4,5%, что объясняется сокращением удельных расходов топлива, обусловленным переводом котельных на более эффективные виды топлива (на газ, с дров на уголь), реконструкцией и модернизацией котельных, а также закрытием котельных и сооружением угольных мини-ТЭЦ.

К 2030 г. удельных расход топлива на котельных в стратегическом сценарии уменьшится на 7% и составит 181 кг. у.т./Гкал, как и в умеренном сценарии.

10.4 Капитальные вложения

Капиталовложения представлены в развитие теплового хозяйства и коммунальной энергетики за исключением капиталовложений в строительство крупных электростанций и станций малой мощности, которые приведены в соответствующих разделах.

В умеренном сценарии в расчетах учтены капиталовложения только в первоочередные меры по улучшению теплоснабжения потребителей республики (таблица 10.4.1). Не включены относительно дорогие энергосберегающие мероприятия (например, утепление ограждающих конструкций существующих зданий), предполагается реконструкция только изношенных на данный момент тепловых сетей.

Таблица 10.4.1 - Капитальные вложения в развитие и реконструкцию систем теплоснабжения, млн. руб. (умеренный сценарий)

Направление инвестирования	Период				Всего за период 2009-2030 гг.
	2009-2015	2016-2020	2021-2025	2026-2030
Капиталовложения, всего	20220,4	18444,1	14237,4	12980,4	65882,3
в том числе:
Перевод котельных с дров на уголь	94,7	26,2	154,3		275,3
Перевод котельных с жидкого топлива на уголь	305,3	405,7	394,3	94,6	1199,9
Перевод котельных на газ	3016,7	4286,3	788,0		8091,0
Строительство новых промышленных котельных	1367,8	765,3			2133,1
Развитие и реконструкция тепловых сетей	15121,4	12601,2	12601,2	12601,2	52925,0
Энергосбережение	314,5	359,4	299,5	284,5	1258,0
Центральный энергорайон
Капиталовложения, всего	5810,1	6053,9	5135,8	4041,8	21041,7
в том числе:
Перевод котельных с дров на уголь	18,4	2,7			21,1
Перевод котельных с жидкого топлива на уголь	221,5	130,7	394,3	94,6	847,1
Перевод котельных на газ	796,7	1941,7	788,0		3526,4
Строительство новых промышленных котельных	42,4	0,0			42,4
Развитие и реконструкция тепловых сетей	4591,9	3826,6	3826,6	3826,6	16071,7
Энергосбережение	133,3	152,3	126,9	120,6	533,0
Западный энергорайон
Капиталовложения, всего	8376,4	5258,7	5272,5	5211,8	23841,4
в том числе:
Перевод котельных с дров на уголь	10,4	17,4	57,4	0,0	85,2
Перевод котельных на газ	1627,5	13,0	0,0	0,0	1640,5
Строительство новых промышленных котельных	490,3	0,0	0,0	0,0	490,3
Развитие и реконструкция тепловых сетей	6178,7	5148,9	5148,9	5148,9	21625,4
Энергосбережение	69,5	79,4	66,2	62,9	278,0
Южно-Якутский энергорайон
Капиталовложения, всего	3686,2	4945,3	1895,9	1892,0	12419,3
в том числе:
Перевод котельных с дров на уголь	18,7	0,9			19,7
Перевод котельных на газ	592,5	2331,6			2924,1
Строительство новых промышленных котельных	811,6	701,3			1512,9
Развитие и реконструкция тепловых сетей	2181,6	1818,0	1818,0	1818,0	7635,6
Энергосбережение	81,8	93,4	77,9	74,0	327,0
Северный энергорайон
Капиталовложения, всего	2347,6	2186,2	1933,2	1834,8	8301,9
в том числе:
Перевод котельных с дров на уголь	47,2	5,2	96,9		149,3
Перевод котельных с жидкого топлива на уголь	77,8	215,0			352,8
Строительство новых промышленных котельных	23,5	64,0			87,5
Развитие и реконструкция тепловых сетей	2169,2	1807,7	1807,7	1807,7	7592,3
Энергосбережение	30,0	34,3	28,6	27,1	120,0

Как следует из таблицы, суммарные капиталовложения в коммунальную энергетику за рассматриваемый период для умеренного сценария составят около 66 млрд. руб. Причем 30,7% от общей суммы должны быть освоены в период до 2015 г. Основная доля капиталовложений более 80% приходится на развитие и реконструкцию тепловых сетей. По энергорайонам эта доля различна и превышает 90% от суммарных капиталовложений в Западном и Северном энергорайонах. Структура необходимых капиталовложений в коммунальную энергетику приведена на рисунке 10.4.1.

"Структура необходимых капиталовложений в развитие коммунальной энергетики (умеренный сценарий)" (рис. 10.4.1)

В разбивке по энергорайонам наибольших капиталовложений требуют теплоснабжающие системы Центрального и Западного энергорайонов, соответственно 31,9% и 36,2% от суммарных капиталовложений (рисунок 10.4.2).

"Распределение суммарных капиталовложений в развитие коммунального хозяйства по энергорайонам (умеренный сценарий)" (рис. 10.4.2)

В таблице 10.4.2 представлены суммарные капиталовложения в развитие и реконструкцию систем теплоснабжения для стратегического сценария развития.

Таблица 10.4.2 - Капитальные вложения в развитие и реконструкцию систем теплоснабжения, млн. руб. (стратегический сценарий)

Направление инвестирования	Период				Всего за период 2009-2030
	2009-2015	2016-2020	2021-2025	2026-2030
Капиталовложения, всего	28347,5	25078,2	20999,5	19762,6	94187,8
в том числе:
Перевод котельных с дров на уголь	94,7	26,2	127,8		248,7
Перевод котельных с жидкого топлива на уголь	305,3	225,5	394,3	94,6	1019,7
Перевод котельных на газ	3016,7	4286,3	788,0		8091,0
Строительство новых промышленных котельных	1367,8	765,3			2133,1
Развитие и реконструкция тепловых сетей	23113,8	19261,5	19261,5	19261,5	80898,3
Энергосбережение	449,3	513,4	427,9	406,5	1797,0
Центральный энергорайон
Капиталовложения, всего	8785,1	8553,0	7622,7	6525,5	31486,4
в том числе:
Перевод котельных с дров на уголь	18,4	2,7			21,1
Перевод котельных с жидкого топлива на уголь	221,5	130,7	394,3	94,6	847,1
Перевод котельных на газ	796,7	1941,7	788,0		3526,4
Строительство новых промышленных котельных	42,4				42,4
Развитие и реконструкция тепловых сетей	7502,4	6252,0	6252,0	6252,0	26258,4
Энергосбережение	197,8	226,0	188,3	178,9	791,0
Западный энергорайон
Капиталовложения, всего	11612,1	7964,2	7972,3	7910,2	35458,8
в том числе:
Перевод котельных с дров на уголь	10,4	17,4	57,4		85,2
Перевод котельных на газ	1627,5	13,0			1640,5
Строительство новых промышленных котельных	490,3				490,3
Развитие и реконструкция тепловых сетей	9385,1	7820,9	7820,9	7820,9	32847,8
Энергосбережение	98,8	112,9	94,0	89,3	395,0
Южно-Якутский энергорайон
Капиталовложения, всего	4485,3	5622,1	2566,0	2560,4	15233,8
в том числе:
Перевод котельных с дров на уголь	18,7	0,9			19,7
Перевод котельных на газ	592,5	2331,6			2924,1
Строительство новых промышленных котельных	811,6	701,3			1512,9
Развитие и реконструкция тепловых сетей	2945,7	2454,8	2454,8	2454,8	10310,1
Энергосбережение	116,8	133,4	111,2	105,6	467,0
Северный энергорайон
Капиталовложения, всего	3465,0	2939,0	2838,5	2766,4	12008,9
в том числе:
Перевод котельных с дров на уголь	47,2	5,2	70,4		122,8
Перевод котельных с жидкого топлива на уголь	77,8	94,8			172,6
Строительство новых промышленных котельных	23,5	64,0			87,5
Развитие и реконструкция тепловых сетей	3280,6	2733,8	2733,8	2733,8	11482,0
Энергосбережение	36,0	41,1	34,3	32,6	144,0

В стратегическом сценарии суммарные капиталовложения в развитие и реконструкцию систем теплоснабжения составят около 94,2 млрд. руб. - на 28,3 млрд. руб. больше, чем в умеренном сценарии. Увеличение капиталовложений на 99% требуется в развитие и реконструкцию тепловых сетей. На эти цели, учитывающие замену всего объема теплопроводов, необходимо затратить 80,9 млрд. руб., что составит почти 86% от суммарных капиталовложений. Структура необходимых капиталовложений приведена на рисунке 10.4.3.

"Структура необходимых капиталовложений в развитие коммунальной энергетики (стратегический сценарий)" (рис. 10.4.3)

Увеличение в стратегическом сценарии доли капиталовложений в Западном и Северном энергорайонах соответственно до 33,4% и 37,6% от суммарных капиталовложений обусловлено повышением по сравнению с умеренным сценарием доли инвестирования в развитие и реконструкцию тепловых сетей (рисунок 10.4.4).

"Распределение суммарных капиталовложений в развитие коммунальной энергетики по энергорайонам (стратегический сценарий)" (рис. 10.4.4)

11 Угольная промышленность

11.1 Внутренние и внешние условия развития

В настоящее время действующие угледобывающие предприятия полностью обеспечивают внутренние потребности Республики Саха (Якутия) в твердом топливе, а избыток угля вывозится за ее пределы. Перспективное развитие угольной промышленности связано не только с обеспечением внутренней потребности республики, но и с увеличением поставок за ее пределы.

(1) Прогноз потребности республики в угле

Перспективные уровни потребления угля в республике определяются спросом, связанным с реализацией крупных энергоемких проектов. При этом предусматривается рост потребности, как в энергетических, так и коксующихся углях.

В обоих рассматриваемых сценариях развития ТЭК потребность в энергетическом угле к 2030 г. увеличится в 3 раза по сравнению с 2007 г. (рисунок 11.1.1).

"Прогноз потребности в энергетическом угле" (рис. 11.1.1)

Рост потребности в энергетическом угле в период до 2030 г. связан преимущественно с увеличением потребления его на тепловых электростанциях (в 5 раз по сравнению с 2007 г.): как в умеренном, так и стратегическом сценарии их доля в суммарной потребности увеличится с 46% в 2007 г. до 80% в 2030 г. (рисунок 11.1.2). Доля котельных в структуре потребления угля за рассматриваемый период сократится с 36% до 9,6%.

"Структура потребления угля (стратегический сценарий)" (рис. 11.1.2)

В отличие от стратегического сценария, в умеренном сценарии - потребление угля в котельных практически не изменится и составит 0,8 млн. т. у.т./год (таблица 11.1.1). Небольшое снижение потребления угля в котельных к 2030 г. до 0,7 млн. т у.т предусматривается в стратегическом сценарии за счет газификации после 2016 г. улусов, расположенных вдоль трассы магистральных газопроводов.

Таблица 11.1.1 - Потребность в энергетическом угле, млн. т у.т./год

Направление использования	Год
	2007	2010		2015		2020		2025		2030
		1	2	1	2	1	2	1	2	1	2
Потребление, всего в том числе:	2,3	2,4	2,5	3,1	4,6	5,6	6,0	5,8	7,3	6,9	7,2
ТЭС	1,1	1,1	1,2	1,7	3,2	4,4	4,8	4,5	6,0	5,5	5,8
котельные	0,7	0,9	0,9	0,9	0,9	0,7	0,7	0,8	0,7	0,8	0,7
прочие потребители	0,4	0,4	0,4	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,6	0,6	0,7

Примечание - 1 - умеренный сценарий, 2 - стратегический сценарий

Потребление энергетического угля промышленными предприятиями и прочими потребителями по сравнению с 2007 г. к 2030 г. в умеренном сценарии увеличится в 1,5 раза и составит 0,6 млн. т. у.т. В стратегическом сценарии потребность возрастет в 1,7 раза до 0,7 млн. т. у.т. в 2030 г.

Строительство металлургического комплекса в республике в период 2020-2025 гг. повлечет за собой потребление коксующегося угля. В умеренном сценарии развития ТЭК республики спрос на этот уголь к 2030 г. составит 2,5 млн. т., в стратегическом - 5 млн. т. (таблица 11.1.2).

Таблица 11.1.2 - Прогноз потребности в коксующемся угле, млн. т./год

Показатель	Год
	2020		2025		2030
	1	2	1	2	1	2
Потребление, всего	-	2,5	2,5	4,0	2,5	5,0

Примечание - 1 - умеренный сценарий, 2 - стратегический сценарий

(2) Прогноз поставок якутских углей в регионы РФ

Из Республики Саха (Якутия) в 2007 г. в регионы России было поставлено 4,6 млн. т. угля, или 37% от суммарного объема добычи, в том числе 2,6 млн. т. энергетического угля и 1,8 млн. т. - коксующегося. В перспективе такая структура поставок сохранится, и к 2030 г. поставки энергетического угля за пределы республики в умеренном сценарии составят 3,5 млн. т., в стратегическом - 4 млн. т. Поставки коксующегося угля к 2030 г. практически не изменятся и составят в умеренном сценарии 1,8 млн. т., в стратегическом - 2 млн. т. (таблица 11.1.3).

Таблица 11.1.3 - Прогноз поставок угля в регионы России, млн. т./год

Уголь	Год
	2007	2010		2015		2020		2025		2030
		1	2	1	2	1	2	1	2	1	2
Вывоз, всего	4,6	4,0	4,1	4,1	4,7	4,8	5,2	4,8	5,5	5,3	6,2
в том числе:
энергетический	2,6	2,5	2,6	2,5	2,9	3,1	3,3	3,0	3,5	3,5	4,2
коксующийся	1,8	1,5	1,5	1,6	1,8	1,7	1,9	1,8	2,0	1,8	2,0

Примечание - 1 - умеренный сценарий, 2 - стратегический сценарий

В 2007 г. около 55% поставляемых якутских углей потреблялось в ДФО и 45% - вывозилось в другие регионы России.

На перспективу поставки якутских углей в ДФО возрастут и составят в 2030 г. в умеренном сценарии 3,5 млн. т., в стратегическом - 3,9 млн. т. В прочие федеральные округа поставки якутских углей изменятся незначительно. Рост поставок в ДФО обусловлен увеличением потребности в энергетических углях, а в прочие регионы - коксующихся углей (таблица 11.1.4).

Потребность якутских углей в Дальневосточном федеральном округе характеризуется наибольшим спросом в Хабаровском крае, Амурской области и Приморском крае.

В Хабаровском крае в настоящее время потребляется порядка 1,4 млн. т./год нерюнгринского угля. Основной потребитель - Хабаровская ТЭЦ-3 (1,2 млн. т./год), в перспективе до 2030 г. предусматривается ее расширение с увеличением потребления угля до 2,1 млн. т. Учитывая газификацию края и развитие собственной угледобычи на Ургальском месторождении, ежегодная потребность Хабаровского края в нерюнгринском угле оценивается к 2030 г. в 2,2-2,4 млн. т.

Таблица 11.1.4 - Емкость дальневосточного рынка для якутских углей, млн. т./год

Регион	Год
	2007	2010		2011	5	2020		2025		2030
		1	2	1	2	1	2	1	2	1	2
ДФО, в том числе:	2,5	2,4	2,5	2,5	2,8	3,0	3,2	3,0	3,5	3,5	3,9
Хабаровский край	1,4	1,4	1,4	1,5	1,6	1,9	1,8	1,8	2,0	2,2	2,4
Амурская область	0,3	0,3	0,3	0,4	0,4	0,4	0,5	0,4	0,5	0,5	0,6
Приморский край	0,6	0,5	0,6	0,5	0,6	0,5	0,6	0,5	0,6	0,5	0,5
Чукотский АО	0,1	0,1	0,1	0,04	0,04	0,04	0,1	0,1	0,2	0,1	0,2
Еврейская АО	0,1	0,1	0,1	0,1	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
Другие регионы	2,0	1,5	1,6	1,6	1,9	1,7	2,0	1,8	2,1	1,8	2,1

Примечание - 1 - умеренный сценарий, 2 - стратегический сценарий

В Амурской области основными потребителями якутских углей являются ЖКХ и население северных районов области вдоль Байкало-Амурской железнодорожной магистрали. За последние 10 лет поставки в область якутских углей сократились вдвое и в 2007 г. составили около 330 тыс. т. В соответствии со стратегией развития энергетики Амурской области ежегодная потребность в якутских углях к 2030 г. оценивается в 450-600 тыс. т.

В Приморском крае основным потребителем якутского угля, как в настоящее время, так и в перспективе является Партизанская ТЭЦ. Учитывая проводимую в крае крупномасштабную газификацию потребителей, ежегодная потребность в якутских углях к 2030 г. практически не изменится и составит 400-500 тыс. т.

В Чукотский автономный округ уголь из республики поставляется с Зырянского разреза. Основными потребителями угля в округе в настоящее время являются котельные Чаун-Билибинского энергорайона и Чаунская ТЭЦ, суммарная потребность которых в 2007 г. составила 70 тыс. т.

Стратегией развития энергетики Чукотского автономного округа предусмотрен вывод из эксплуатации Чаунской ТЭЦ с 2014 г. Кроме того, предусматриваются различные варианты энергообеспечения г. Билибино: в случае вывода из эксплуатации Билибинской АЭС после 2020 г. и строительства новой котельной потребность в зырянском угле оценивается в 20-22 тыс. т./год. Другим крупным потребителем угля может стать мини-ТЭЦ на полиметаллическом месторождении Песчаное, потребность которой к 2030 г. оценивается в 80-85 тыс. т. Таким образом, в Чукотском АО потенциальная суммарная потребность в зырянском угле к 2030 г. может возрасти до 120-200 тыс. т.

В Еврейской автономной области за последние годы потребление якутских углей значительно увеличилось - с 48 тыс. т. в 2000 г. до 162 тыс. т. в 2007 г. В рассматриваемой перспективе в связи с планируемой газификацией потребителей области значительного увеличения потребления якутских углей не предусматривается, и возможный объем поставок якутских углей составит 200-220 тыс. т./год.

Большая неопределенность существует с поставками коксующихся якутских углей в Сибирский, Уральский и Центральный федеральные округа, что связано с перспективами развития добычи в Кузбассе, а также на Элегестском и Меджегейском месторождениях в Республике Тыва.

(3) Потенциально возможные объемы поставок якутского угля на экспорт

В 2007 г. из республики на экспорт поставлено 5,1 млн. т. угля или 42% от объема добычи. Основными странами импортерами якутских углей являются страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

В странах Восточной Азии на перспективу до 2030 г. доля российских коксующихся углей может составить 30-50% от общей потребности в таких углях (Приложение 3.3). Захват и удержание такой существенной доли рынка возможен в случае изменения отношения к австралийским углям и строгому выполнению контрактных обязательств.

Северные районы Китая, а также его прибрежные провинции, в перспективе могут стать обширным рынком, как для коксующихся, так и энергетических углей из России. При этом внешнеполитическое противодействие ожидается на минимальном уровне вследствие предсказуемой реакции власти на снижение внутреннего производства и проблемы трудоустройства. Большее значение приобретает важность последовательной позиции Китая в формировании свободного рынка импортных энергоносителей, его государственная политика по снижению доли угля в качестве первичного энергоносителя, усиление социальной значимости экологического фактора, а также такие факторы, как темпы роста экономики, повышения ее энергоэффективности.

Доля якутских углей на перечисленных рынках будет определяться, прежде всего, развитием транспорта. Для доставки якутских углей в Китай в настоящее время не существует иной альтернативы, кроме железнодорожного транспорта через г. Чита или г. Уссурийск либо отгрузки угля на морские суда в портах Ванино и Советская Гавань. Для повышения конкурентной позиции якутских углей по сравнению с кузнецкими и восточносибирскими на рынке северных провинций Китая, необходимо создание мостового перехода через р. Амур в районе г. Джалинды или г. Благовещенска. В этом случае можно ожидать увеличения доли якутских коксующихся и энергетических углей в общем объеме экспорта российских углей. Исходя их этих предпосылок, в таблице 11.1.5 представлена верхняя оценка зарубежных рынков для якутских энергетических и коксующихся углей.

Потенциально возможные объемы производства угля экспортного качества на обогатительных фабриках республики, исходя из максимально возможных объемов добычи и выходов товарной продукции концентрата энергетического и коксующегося углей в республике, к 2030 г. составят до 26,2 млн. т., в том числе 15 млн. т. коксового концентрата (таблица 11.1.6).

Таблица 11.1.5 - Емкость зарубежных рынков для якутских углей, млн. т./год

Уголь, рынок	Год
	2020	2030
Энергетический, всего	16-28	31-50
в том числе:
Китай	1-2	5-10
Восточная Азия	12-20	20-30
Юго-Восточная Азия	2-5	4-8
Тихоокеанское побережье США	1	2
Коксующийся, всего	28-49	67-117
в том числе:
Китай	10-18	30-60
Восточная Азия	12-20	20-30
Юго-Восточная Азия	5-10	15-25
Тихоокеанское побережье США	1	2

Источник: оценки авторов

Таблица 11.1.6 - Потенциально возможные объемы производства угля экспортного качества, млн. т./год

Уголь	Год
	2010	2015	2020	2025	2030
Производство, всего	4,6	17,2	24,7	25,7	26,2
в том числе:
коксующийся	4,6	12,3	15,3	14,5	15,0
энергетический	-	4,9	9,4	11,3	11,3

11.2 Добыча угля

(1) Потенциальные возможности развития угледобычи

Увеличение объемов добычи и экспорта угольной продукции в республике возможно за счет модернизации действующих производственных мощностей и реализации новых инвестиционных проектов, в основном, в Южно-Якутском энергорайоне.

Прирост мощности по добыче угля, с учетом нового строительства и технического перевооружения разреза Нерюнгринский, без учета выбытия мощностей может составить 45,5 млн. т. (таблица 11.2.1).

Таблица 11.2.1 - Новые проекты в угольной промышленности

Проект	Проектная мощность добычи угля (прирост мощности), млн. т./год
Техническое перевооружение разреза Нерюнгринский ОАО ХК "Якутуголь"	2,0
Проектирование шахты Холодниканская ОАО ХК "Якутуголь";	1,5
Строительство шахт Денисовская 1 и Денисовская 2 и обогатительной фабрики Денисовская ОАО УК "Нерюнгриуголь"	5,2
Строительство горного предприятия Правокабактинское ЗАО "Малые разрезы Нерюнгри"	1,0
Строительство шахты и обогатительной фабрики Инаглинская ЗАО "Якутские угли - новые технологии"	2,8
Строительство шахты Чульмаканская ООО СП "Эрчим-Тхан"	1,0
Строительство горного предприятия Локучакитское ООО "Долгучан"	2,0
Строительство Эльгинского угольного комплекса ОАО "Эльгауголь"	30,0
Проектная мощность, всего	45,5

Для развития предприятий угольной промышленности республики необходимо обеспечить техническое перевооружение на шахтах Джебарики-Хая и Чульманской, разрезах Нерюнгринский и Эрэл. Также предусмотреть новое строительство шахт: Инаглинская, Холодниканская, Локучакитская, Денисовская-1, 2 и разрезов: Эльгинский и Белогорский. Подробная информация о проектах для существующих и новых угледобывающих предприятий представлена в Приложении 3.5.

При условии строительства обогатительных фабрик на разрезах Нерюнгринский, Эрэл и шахтах Чульмаканской, Инаглинской и Денисовской-1 существенно возрастут возможности для поставок коксующихся углей на нужды металлургии и углей экспортного качества для поставок за пределы России.

Одним из наиболее перспективных проектов нового строительства является разрез Эльгинский. По запасам и качественным характеристикам Эльгинское месторождение относится к месторождениям мирового класса. Угли отнесены к маркам ГЖ и Ж. Целью проекта является не только обеспечение углем регионов Дальнего Востока России, но и осуществление экспортных поставок продукции в страны АТР. Для реализации проекта необходимо создание промышленного комплекса, включающего угольный разрез, обогатительную фабрику и всю необходимую инфраструктуру. Проектная мощность разреза - 30 млн. тонн в год с получением продукции в количестве 23,4 млн. тонн, в том числе: 11,2 млн. тонн концетрат# энергетический, 7,6 млн. тонн коксовый концентрат, 4,5 млн. тонн промпродукт.

Реализация проекта освоения Эльгинского месторождения связана с решением вопроса строительства железной дороги до месторождения и расширением угольных терминалов на тихоокеанском побережье российского Дальнего Востока. В настоящее время ведутся работы по строительству разреза, железнодорожных путей, поставкам оборудования.

(2) Добыча угля

Перспективные уровни добычи угля в республике определяются спросом на него на внутреннем и внешнем рынках, а также возможностями транспортной инфраструктуры и транспортными тарифами на перевозку угля.

Оценка перспектив развития добычи угля выполнена исходя из намерений компаний-недропользователей по вводу производственных мощностей, необходимости строительства обогатительных фабрик для всех проектов, учитывая реконструкцию железнодорожных станций в п. Беркакит и г. Нерюнгри и строительство железной дороги Нерюнгри-Томмот-Якутск, увеличение провозных возможностей Дальневосточной железной дороги к морским портам, а также расширение мощности Нерюнгринской ГРЭС и строительство других тепловых электростанций.

Умеренный сценарий развития угольной промышленности предусматривает рост добычи угля с 12,2 млн. в 2007 г. до 40,5 млн. т. к 2030 г., стратегический - до 44 млн. т. (рисунок 11.2.1).

"Прогноз добычи угля" (рис. 11.2.1)

В отличие от стратегического сценария, умеренный предусматривает постепенное наращивание объемов добычи угля. При этом доля коксующегося угля в 2030 г. в умеренном сценарии составит 75% от суммарной добычи (23,2 млн. т.), в стратегическом сценарии - 69% (25,9 млн. т.) (таблица 11.2.2).

Таблица 11.2.2 - Прогноз добычи угля, млн. т./год

Уголь	Год
	2007	2010		2015		2020		2025		2030
		1	2	1	2	1	2	1	2	1	2
Добыча, всего	12,2	10,0	10,6	17,0	29,4	30,6	41,0	33,4	45,4	40,5	44,0
в том числе:
коксующийся	6,8	6,5	7,5	13,6	20,4	22,7	25,7	20,7	27,1	23,2	25,9
энергетический	5,4	3,5	3,1	3,4	9,0	7,9	15,3	12,8	18,3	17,3	18,1
из него:
каменный	5,2	3,3	2,9	3,2	8,7	7,7	15,0	12,5	18,0	17,1	17,9
бурый	0,2	0,2	0,2	0,2	0,3	0,2	0,3	0,3	0,3	0,2	0,2

Примечание - 1 - умеренный сценарий, 2 - стратегический сценарий

Как в умеренном, так и стратегическом сценариях прирост добычи угля будет обеспечиваться каменными углями. Основным способом добычи угля останется открытый, хотя его доля в суммарном объеме добычи к концу рассматриваемого периода сократится с 96% до 78% в умеренном сценарии, в стратегическом - до 72% (таблица 11.2.3).

Таблица 11.2.3 - Прогноз добычи угля по способам добычи, млн. т./год

Способ добычи	Год
	2007	2010		2015		2020		2025		2030
		1	2	1	2	1	2	1	2	1	2
Подземный	0,5	0,6	1,1	3,0	4,4	6,6	7,8	8,3	12,8	9,0	12,2
Открытый	11,7	9,4	9,5	14,0	25,0	24,0	33,1	25,1	32,6	31,5	31,8
Открытый, % от добычи	95,6	94,5	89,6	82,4	85,0	78,3	80,9	75,1	71,9	77,8	72,3
Действующие предприятия	12,2	10,0	10,1	12,2	13,1	11,4	12,4	4,4	4,4	3,4	3,7
Новое строительство	-	-	0,5	4,8	16,4	19,2	28,6	29,1	41,0	37,1	40,3

Примечание - 1 - умеренный сценарий, 2 - стратегический сценарий

Прогноз добычи характеризуется снижением уровня добычи угля действующими предприятиями с 12,2 млн. т. в 2007 г. до 3,4 млн. т. к 2030 г. в умеренном сценарии, и до 3,7 - в стратегическом. Из действующих предприятий к 2030 г. прекратится добыча в ОАО ХК "Якутуголь" (разрез Нерюнгринский), ООО "Олонгроуголь", ОАО "Кировский угольный разрез", ООО СП "Сунтарцеолит" (разрез Кемпендяйский).

Основной рост добычи предусмотрен за счет строительства новых угледобывающих предприятий. Новые предприятия будут введены в действие, в основном, в Южно-Якутском энергорайоне. Объем добычи угля на новых предприятиях составит в 2030 г. 37,1 млн. т. в умеренном сценарии и 40,3 млн. т. - в стратегическом.

Прогноз добычи угля по предприятиям республики представлен в Приложении 3.6.

Основная добыча угля будет, как и сейчас, сосредоточена в Южно-Якутском энергорайоне, в котором предусмотрено строительство новых крупных предприятий: Эльгинского разреза с объемом добычи к 2030 г. 30 млн. т.; шахты Денисовская-2 с объемом добычи от 3 до 4 млн. т. к 2030 г.; шахты Инаглинской с добычей от 2 до 2,7 млн. т. к 2030 г.

В Центральном энергорайоне, начиная с 2015 г. предполагается ежегодная добыча в количестве 1,1 млн. т. преимущественно за счет развития шахты Джебарики-Хая. Развитие добычи угля в Западном энергорайоне к 2030 г. на разрезах Кемпедяйский и Кировский не предусматривается. Добыча зырянского угля в Северном энергорайоне республики увеличится к 2030 г. до 280-590 тыс. т. (таблица 11.2.4).

Таблица 11.2.4 - Прогноз добычи угля по энергорайонам республики, млн. т./год

Энергорайон	Год
	2007	2010		2015		2020		2025		2030
		1	2	1	2	1	2	1	2	1	2
Центральный	0,7	0,7	0,8	0,9	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1
Западный	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	-	-
Южно-Якутский	11,3	9,0	9,6	15,9	28,1	29,3	39,5	32,0	43,8	39,1	42,3
Северный	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2	0,3	0,3	0,4	0,3	0,6
В целом по республике	12,2	10,0	10,6	17,1	29,4	30,6	41,0	33,4	45,4	40,5	44,0

Примечание: 1 - умеренный сценарий, 2 - стратегический сценарий

(3) Вводы мощностей

Для обеспечения прогнозируемых уровней добычи угля в республике необходимо увеличить производственные мощности действующих предприятий и реализовать вводы новых мощностей.

Умеренный сценарий развития ТЭК республики предусматривает в период с 2010 по 2030 гг. ввод мощностей угледобычи в объеме 38,4 млн. т. (таблица 11.2.5). При этом доля нового строительства составляет порядка 96% от суммарных вводов. Ввод самого крупного предприятия Эльгинского разреза предусмотрено реализовать, начиная с 2015 г.

В отличие от умеренного, стратегический сценарий предусматривает более интенсивный ввод мощностей преимущественно в период 2010-2025 гг. За весь рассматриваемый период (к 2030 г.) ввод мощностей по угледобыче составит 43,1 млн. т./год (таблица 11.2.6). Ввод Эльгинского проекта в этом сценарии намечается до 2015 г.

Таблица 11.2.5 - Вводы мощностей в угольной промышленности, млн. т./год (умеренный сценарий)

Предприятие	Период				Всего 2010-2030
	2009-2015	2015-2020	2020-2025	2025-2030
ООО СП "Эрчим-Тхан" (ш. Чульмаканская)	-	-	0,9	0,2	1,1
ОАО УК "Нерюнгриуголь" (ш. Денисовская, ш. Денисовская-2)	2,5	0,5	-	-	3,0
ООО "Долгучан" (ш. Локучакитская)	0,5	-	-	0,5	1,0
ОАО ХК "Якутуголь" (ш. Холодниканская)	-	0,5	0,5	-	1,0
ЗАО "Якутские угли - новые технологии" (ш. Инаглинская)	1,0	1,0	-	-	2,0
Реализация Эльгинского проекта	3,0	10,5	9,0	7,5	30,0
ОАО "Шахта Джебарики-Хая"	-	0,1	0,2	-	0,3
ОАО "СГТП" (Белогорское месторождение)	-	0,05	-	-	0,05
В целом по республике	7,0	12,7	10,6	8,2	38,4

Таблица 11.2.6 - Вводы мощностей в угольной промышленности, млн. т./год (стратегический сценарий)

Предприятие	Период				Всего 2010-2030
	2009-2015	2015-2020	2020-2025	2025-2030
ООО СП "Эрчим-Тхан" (ш. Чульмаканская)	0,7	0,2	-	0,2	1,1
ЗАО "Малые разрезы Нерюнгри" (Северо-Восточная часть Право-Кабахтинского участка)			0,7	0,3	1,0
ОАО УК "Нерюнгриуголь" (ш. Денисовская, ш. Денисовская-2)	1,5	1,0	2,5	-	5,0
ООО "Долгучан" (Шахта Локучакитская)	-	0,2	0,8	-	1,0
ОАО ХК "Якутуголь" (Шахта Холодниканская)	0,5	1,0	-	-	1,5
ЗАО "Якутские угли - новые технологии" (Шахта Инаглинская)	0,8	1,0	1,0	-	2,8
Реализация Эльгинского проекта	13,5	9,0	7,5	-	30,0
ОАО "Шахта Джебарики-Хая"	0,3	-	-	-	0,3
ОАО "Зырянский угольный разрез"	-	0,4	-	-	0,4
ОАО "СГТП" (Белогорское месторождение)	-	0,05	-	-	0,05
В целом по республике	17,3	12,9	12,5	0,5	43,2

11.3 Переработка угля

(1) Потенциальные возможности развития переработки угля

Республика располагает значительными запасами углей, пригодных для глубокой переработки с получением жидкого топлива, сорбентов, активных углей и высококалорийного газа. К таким месторождениям можно отнести следующие: Джебарики-Хайское, Согинское, Таймылырское, Хапчагайское (таблица 11.3.1). Для других месторождений угля республики, по мнению специалистов, глубокая переработка не представляется эффективной13.

Таблица 11.3.1 - Возможности глубокой переработки углей

Месторождение	Возможные варианты глубокой переработки угля	Возможный эффект от внедрения предприятий
Согинское Таймылырское, Чай-Тумус	Производство жидкого топлива герморастворением. Производство сорбентов и активных углей	Более дешевое топливо для заправки кораблей и нужд республики. Новые высокоценные продукты
Хапчагайское	Создание комплекса по производству высококалорийного газа, в том числе и сжиженного	Снижение объемов северного завоза топлива, повышение КПД и снижение вредных выбросов при использовании угля
Чульмаканское и Эльгинское	Создание мощного коксохимического производства с предварительным обогащением угля	Повышение ценности продукции по сравнению с углем

Для вовлечения в углехимическую переработку угля любого месторождения из указанных в таблице 11.3.1 необходима следующая последовательность: инвестиции - лабораторные исследования - пилотная установка - опытно-промышленная установка - промышленное производство.

Основным ограничением развития глубокой переработки бурого угля в перспективе до 2030 г. является отсутствие готовых к внедрению технологий (установок) по переработке бурого угля небольшой производительности (до 100 тыс. т./год).

Оценка перспектив глубокой переработки бурых углей республики на перспективу до 2030 г. (Приложение 3.7) показывает, что промышленная реализация процессов получения и преобразования химических продуктов из буроугольной смолы, жидких продуктов гидрогенизации и метанола возможна только в условиях крупного химического производства, создание которого в республике неизбежно столкнется с проблемой транспорта продукции за пределы региона.

Анализ процессов глубокой переработки бурых углей республики на перспективу до 2030 г. позволило сделать следующие выводы:

1. Создание крупномасштабных промышленных производств по переработке бурых углей республики при наличии ресурсов углеводородов, достаточных на перспективу 30-50 лет, нецелесообразно. Это объясняется тем, что при совпадающем ассортименте продукции продукты глубокой переработки угля имеют более высокую себестоимость по сравнению с продуктами из углеводородного сырья.

2. Получение жидких продуктов из угля может быть экономически оправдано при единичной мощности предприятия более 1 ГВт (по топливу). В этих условиях сбыт продукции будет затруднен конкуренцией с производимой в республике продукцией из природного газа.

3. Производство водорода в промышленных масштабах из якутских углей нецелесообразно по причине недостаточной степени освоенности технологий конечного использования водорода, а также низкой экономической эффективности дальнего транспорта водорода к месту конечного потребления за пределами республики.

4. Создание небольших установок единичной мощностью до 25 МВт для переработки бурого угля имеет смысл только при получении брикетированного полукокса. Полукокс может найти применение в качестве котельно-печного топлива, отличающегося экологической чистотой. Замена полукоксовыми брикетами рядовых бурых углей и дров в существующих слоевых котлах может оказаться экономически эффективной, однако в этом направлении требуется дополнительное исследование.

5. При наличии достаточных средств целесообразно в рамках программы инновационного развития Республики Саха (Якутия) (республиканской программы НИОКР или аналогичной программы) реализовать проект по разработке и созданию опытно-промышленной установки по производству брикетированного полукокса. Это необходимо для выполнения сопоставительного сжигания полукокса в действующих слоевых котлах и печах с последующим принятием решения о целесообразности перевода местных потребителей твердого топлива на брикетированное топливо, в том числе с заменой устройств сжигания на автоматизированные.

6. Для оценки эффективности газификации углей необходимо реализация пилотного проекта по внедрению газификации углей в п. Сангар на базе углей Белогорского месторождения.

(2) Переработка угля, выход товарной продукции

Обогащение угля и выпуск товарной продукции из углей производится на обогатительной фабрике Нерюнгринская (угли разреза Нерюнгринский) и в перспективе на обогатительных фабриках новых предприятий (разрез Эльгинский и шахты Денисовские, Холодниканская, Инаглинская, Локучакитская и Чульмаканская).

Объемы переработки угля возрастут с 6,4 млн. т. в 2010 г. до 38,2 млн. т. в 2030 г. в умеренном сценарии и до 40,9 млн. т. в стратегическом (таблица 11.3.2). Доля перерабатываемых углей в республике возрастет к 2030 г. с 64,6% до 93-94% от суммарной добычи.

Таблица 11.3.2 - Переработка угля, млн. т./год.

Показатель	Год
	2010		2015		2020		2025		2030
	1	2	1	2	1	2	1	2	1	2
Добыча угля	10,0	10,6	17,0	29,4	30,6	41,0	33,4	45,4	40,5	44,0
Переработка угля	6,4	7,5	14,9	26,9	29,2	38,2	31,7	42,1	38,2	40,9
Выход продуктов переработки	6,0	7,0	13,4	23,0	25,0	32,0	25,9	34,5	30,8	33,3
потери обогащения	0,4	0,5	1,5	3,9	4,2	6,2	5,7	7,7	7,3	7,6
Переработано, % от добычи	64,6	70,9	87,1	91,5	95,3	93,2	94,7	92,8	94,3	92,9
Потери обогащения, % от объемов переработки		6,7	7,0	9,8	14,5	14,3	16,1	18,1	18,2	19,2

Примечание - 1 - умеренный сценарий, 2 - стратегический сценарий

Выход продуктов переработки составит в 2030 г. в умеренном сценарии 30,8 млн. т., в стратегическом - 33,3 млн. т. Потери обогащения составят от 6,7% от объемов переработки в 2010 г. до 18,2% в 2030 г. в умеренном сценарии развития и 19,2% - в стратегическом.

Объемы товарной продукции к 2030 г. составят 33,1 млн. т. в умеренном сценарии и 36,4 млн. т. - в стратегическом, из них около 50% составляют ресурсы энергетического угля (таблица 11.3.3).

Основными продуктами переработки углей являются коксовый концентрат (40-41% от суммарного выхода продуктов переработки), энергетический концентрат (около 35%) и промпродукт (24-25%). Выход коксового концентрата возрастет с 4,0-4,6 млн. т. в 2010 г. до 12,3 млн. т. в 2030 г. в умеренном сценарии и 13,8 млн. т. - в стратегическом.

До 2010 г. переработка энергетического угля не предусматривается. Выход энергетического концентрата в 2030 г. составит 11,3 млн. т. в обоих сценариях.

Выход промпродукта в 2030 г. составит 7,3 млн. т. в умеренном сценарии и 8,2 млн. т. в стратегическом сценарии. Начиная с 2025 г. более половины промпродукта будет давать обогатительная фабрика на Эльгинском разрезе).

Выход товарной продукции по обогатительным фабрикам приведен в Приложении 3.8.

Таблица 11.3.3 - Выход товарной продукции из углей республики, млн. т./год.

Показатель	Год
	2010		2015		2020		2025		2030
	1	2	1	2	1	2	1	2	1	2
Всего	9,5	10,0	15,6	25,5	26,4	34,8	27,7	37,7	33,1	36,4
в том числе продукты переработки	6,0	7,0	13,4	23,0	25,0	32,0	25,9	34,5	30,8	33,3
- коксовый концентрат	4,0	4,6	8,1	11,7	12,9	14,5	11,1	14,5	12,3	13,8
- энергетический концентрат	-	-	0,9	4,9	4,9	9,4	8,3	11,3	11,3	11,3
- промпродукт	2,0	2,4	4,3	6,4	7,2	8,1	6,5	8,7	7,3	8,2
в том числе: эльгинский	-	-	0,4	2,1	2,1	3,0	3,5	4,5	4,5	4,5
прочие	2,0	2,4	3,9	4,3	5,1	5,1	3,1	4,2	2,8	3,7
Рядовой уголь	3,5	3,1	2,2	2,5	1,4	2,8	1,8	3,3	2,3	3,1
в том числе:
- каменный	3,3	2,9	2,0	2,2	1,2	2,5	1,5	3,0	2,1	2,9
- бурый	0,2	0,2	0,2	0,3	0,2	0,3	0,3	0,3	0,2	0,2
Ресурсы энергетического угля	5,5	5,5	7,4	13,8	13,5	20,3	16,6	23,2	20,8	22,6
Ресурсы энергетического угля, % от товарной продукции	55,4	51,7	43,7	46,9	44,3	49,6	49,6	51,2	51,5	51,4

Примечание - 1 - умеренный сценарий, 2 - стратегический сценарий

Объем потребления промпродукта южно-якутских шахт и разрезов на Нерюнгринской ГРЭС и Чульманской ТЭЦ возрастет 1,4 млн. т. в 2007 г. к 2020 г. до 2,2-2,5 млн. т. в 2030 г. Кроме того, этот промпродукт будет потребляться на котельных новых угледобывающих предприятий и Эльконского ГОКа. Вывоз промпродукта за пределы республики возрастет с 0,7 млн. т. в 2007 г. до 2,1-2,3 млн. т. к 2020 г. с последующим падением к 2030 г. (таблица 11.3.4). Промпродукт Эльгинского разреза в полном объеме будет потребляться на Эльгинской ТЭЦ и Эльгинской ГРЭС.

Таблица 11.3.4 - Баланс промпродукта, тыс. т (умеренный сценарий)

	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Производство промпродукта, всего	2112	1993	4316	7227	6549	7295
в том числе:
р. Нерюнгринский и его сателлиты,	2112	1993	3912	5127	3099	2795
всего
- р. Нерюнгринский	1884	1821	2826	2826	314	-
- р. Эрэл	213	166	166	166	166	166
- Малые разрезы Нерюнгри	-	-	120	120	120	120
- ООО Олонгроуголь	15	6	10	10	10	0
- ш. Денисовская	-	-	400	1080	1120	1120
- ш. Чульмаканская	-	-	30	30	299	350
- ш. Инаглинская	-	-	300	570	570	390
- ш. Локучакитская	-	-	60	150	150	300
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
- ш. Холодниканская	-	-	0	175	350	350
р. Эльгинский	-	-	404	2100	3450	4500
Потребление промпродукта, всего	2112	1993	4316	7227	6549	7295
в том числе:
Внутреннее потребление, всего	1401	1394	2469	4886	6228	7228
р. Нерюнгринский и его сателлиты
- ТЭС	1401	1394	1855	2353	2319	2219
- котельные	-	-	210	433	459	510
р. Эльгинский
- ТЭС	-	-	404	2100	3450	4500
Вывоз, всего	711	599	1847	2340	320	67
в том числе:
Амурская область	331	300	350	400	320	67
Хабаровский край	380	299	1497	1940	-	-

Таблица 11.3.5 - Баланс промпродукта, тыс. т (стратегический сценарий)

	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Производство промпродукта, всего	2112	2386	6482	8202	8726	8230
в том числе:
р. Нерюнгринский и его сателлиты, всего	2112	2386	4382	5202	4226	3730
- р. Нерюнгринский	1884	1884	2826	2826	314	0
- р. Эрэл	213	166	166	166	166	166
- Малые разрезы Нерюнгри	-	120	120	120	120	120
- ООО Олонгроуголь	15	16	16	16	-	-
- ш. Денисовская	-	200	600	920	1920	1520
- ш. Чульмаканская	-	-	239	299	299	350
- ш. Инаглинская	-	-	240	270	390	450
- ш. Локучакитская	-	-	-	60	300	300
- р. Право-Кабахтинский.	-	-	-	-0	192	300
- ш. Холодниканская	-	-	175	525	525	525
р. Эльгинский	-	-	2100	3000	4500	4500
Потребление промпродукта, всего	2112	2386	6482	8202	8726	8230
в том числе:
Внутреннее потребление, всего	1401	1473	4987	6054	7628	7324
р. Нерюнгринский и его сателлиты, всего
- ТЭС	1401	1473	2406	2754	2812	2529
- котельные	-	-	481	300	316	295
р. Эльгинский
- ТЭС	-	-	2100	3000	4500	4500
Вывоз, всего	711	913	1495	2148	1098	907
в том числе:
Амурская область	331	300	400	450	500	600
Хабаровский край	380	613	1095	1698	598	307

11.4 Основные инвестиционные проекты. Капитальные вложения

Перечень основных объектов угольной промышленности республики для умеренного и стратегического сценариев развития ТЭК представлен в таблицах 11.4.1 и 11.4.2.

Таблица 11.4.1 - Основные инвестиционные проекты в угольной промышленности (умеренный сценарий)

Угледобывающее предприятие	Проектная мощность, (расширение), млн. т./год	Период ввода (расширения)
ООО СП "Эрчим-Тхан" (шахта Чульмаканская)	1,1	2020-2030
ОАО УК "Нерюнгриуголь" (шахта Денисовская-1,2)	3,0	2010-2020
ООО "Долгучан" (Шахта Локучакитская)	1,0	2010-2015; 2020-2030
ОАО ХК "Якутуголь" (Шахта Холодниканская)	1,0	2015-2025
ОАО "Якутские угли - новые технологии (Шахта Инаглинская)	2,0	2010-2020
Реализация Эльгинского проекта	30,0	2010-2030
ОАО "Шахта Джебарики-Хая"	0,3	2015-2020
ГУП "СГТП" (Белогорское месторождение)	0,05	2015-2020
В целом по республике	38,4	2010-2030

Таблица 11.4.2 - Основные инвестиционные проекты в угольной промышленности (стратегический сценарий)

Субъект РФ, месторождение, предприятие	Проектная мощность, (расширение), млн. т./год	Период ввода
ООО СП "Эрчим-Тхан" (шахта Чульмаканская)	1,1	2010-2030
ЗАО "Малые разрезы Нерюнгри" (Северо-Восточная часть Право-Кабахтинского участка Кабахтинского каменноугольного месторождения)	1,0	2020-2030
ОАО УК "Нерюнгриуголь" (шахта Денисовская-1, 2)	4,5	2010-2025
ООО "Долгучан" (Шахта Локучакитская)	1,0	2015-2025
ОАО ХК "Якутуголь" (Шахта Холодниканская)	1,5	2010-2020
ОАО "Якутские угли - новые технологии (Шахта Инаглинская)	3,0	2010-2025
Реализация Эльгинского проекта	30,0	2010-2025
ОАО "Шахта Джебарики-Хая"	0,3	2010-2015
ОАО "Зырянский угольный разрез"	0,4	2015-2030
ГУП "СГТП" (Белогорское месторождение)	0,05	2015-2020
В целом по республике	42,4	2010-2030

В отличие от умеренного сценария, в стратегическом предусмотрено создание нового предприятия ЗАО "Малые разрезы Нерюнгри" (северо-восточная часть Право-Кабахтинского участка Кабахтинского каменноугольного месторождения), а также расширение проектной мощности Зырянского угольного разреза.

Суммарный объем капитальных вложений в развитие угольной промышленности республики в умеренном сценарии за период 2009-2030 гг. оценивается в 117 млрд. руб., из них в развитие угледобычи - 92,1 млрд. руб. и поддержание действующих мощностей - 24,9 млрд. руб. (таблица 11.4.3)

Таблица 11.4.3 - Капитальные вложения в развитие угольной промышленности, млрд. руб. (умеренный сценарий)

Направление инвестирования	Период				Всего 2009-2030
	2009-2015	2015-2020	2021-2025	2026-2030
Инвестиции, всего	23,0	39,6	28,9	25,5	117,0
в том числе:
в поддержание мощности	9,2	4,6	5,0	6,1	24,9
в прирост мощности	13,8	35,0	23,9	19,4	92,1
в том числе:
новое строительство	13,8	34,7	22,9	19,3	90,8

Суммарный объем капитальных вложений в развитие угольной промышленности в стратегическом сценарии за период 2009-2030 гг. оценивается в 136,1 млрд. руб., из них в развитие угледобычи - 105 млрд. руб., и поддержание действующих мощностей - 31,1 млрд. руб. (таблица 11.4.4).

Таблица 11.4.4 - Капитальные вложения в развитие угольной промышленности, млрд. руб. (стратегический сценарий)

Направление инвестирования	Период				Всего 2009-2030
	2009-2015	2015-2020	2021-2025	2026-2030
Инвестиции, всего	52,7	36,5	39,0	8,0	136,1
в том числе:
в поддержание мощности	11,5	6,1	6,8	6,6	31,1
в прирост мощности	41,1	30,4	32,2	1,4	105,0
в том числе:
новое строительство	40,1	29,9	31,9	0,9	102,7

Финансирование инвестиций в угольную промышленность республики предполагается за счет средств инвесторов - угледобывающих и других заинтересованных компаний в форме прямых вложений в капитал, а также с возможным привлечением кредитных ресурсов на условиях предпринимательского риска.

12 Нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая промышленность

Перспективное развитие нефтегазового комплекса на востоке России отражено в ряде правительственных документов: в "Энергетической стратегии России на период до 2020 г.", утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 августа 2003 г. N 1234-р"14, в Распоряжении Правительства РФ N 1737-р от 31 декабря 2004 г. о дальнейшем проектировании и строительстве нефтепровода ВСТО, в "Программе создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР", разработанной в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 16.07.2002 N 975-р"15, в "Стратегии развития химической и нефтехимической промышленности России на период до 2015 года"16 и в проекте "Программы развития нефтеперерабатывающих мощностей в районах Восточной Сибири и Дальнего Востока"17 и др.

12.1 Прогноз потребности в нефтепродуктах

Ежегодное потребление нефтепродуктов в Республике Саха (Якутия) в последние 5 лет колеблется в пределах 850-880 тыс. т./год. Наибольшим спросом пользуются светлые нефтепродукты, доля которых в суммарной потребности республики составляет 92-94%.

Во всех энергорайонах республики потребление светлых нефтепродуктов характеризуется наибольшим спросом на дизельное топливо, при этом в Южно-Якутском энергорайоне эта потребность составляет 94% от суммарной потребности в светлых нефтепродуктах, в Северном - до 87%, в Центральном и Западном - не превышает 70% (таблица 12.1.1).

С учетом реализации крупных инвестиционных проектов и ростом благосостояния населения потребность в светлых нефтепродуктах к 2030 г. увеличится примерно в 1,8-2,2 раза18 (таблица 12.1.2).

Таблица 12.1.1 - Потребление моторного топлива (состояние 2007 г.), тыс. т

Энергорайон	Нефтепродукт
	бензин	керосин	дизельное топливо	Всего
Центральный	79	65	181	325
Западный	30	62	188	280
Южно-Якутский	19	1	175	195
Северный	16	1	60	77
Всего по республике	144	129	604	877

Таблица 12.1.2 - Перспективная потребность республики в светлых нефтепродуктах, тыс. т./год

Светлые нефтепродукты	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный сценарий
Бензин	144	146	155	175	200	250
Керосин	129	137	154	180	200	220
Дизельное топливо	605	637	736	850	966	1075
Итого	878	920	1045	1205	1366	1545
Стратегический сценарий
Бензин	144	150	170	200	250	300
Керосин	129	152	200	230	250	280
Дизельное топливо	605	711	956	1106	1255	1359
Итого	878	1013	1326	1536	1755	1939

Суммарная потребность в светлых нефтепродуктах к 2030 г. в объеме 1545 тыс. т./год предусмотрена в случае постепенного осуществления намеченных проектов (умеренный сценарий), в случае крупномасштабной реализации инвестиционных проектов с экспортом продукции (стратегический сценарий) спрос на нефтепродукты составит 1939 тыс. т./год.

Перспективная потребность республики в светлых нефтепродуктах в обоих рассматриваемых сценариях, как и в настоящее время, характеризуется значительным спросом на дизельное топливо во всех энергорайонах. При этом в стратегическом сценарии к 2030 г. около 416 и 430 тыс. т. дизельного топлива потребуется в Центральном и Западном энергорайонах, 374 тыс. т. - в Южно-Якутском и порядка 139 тыс. т. - в Северном (рисунок 12.1.1).

Основным потребителем дизельного топлива является транспортный сектор (преимущественно водный - в период навигации и автотранспорт), деятельность которого предусмотрена во всех сферах экономики республики: строительство нефтепроводной системы, обустройство и разработка месторождений нефти и природного газа, развитие предприятий горнорудного, лесопромышленного комплекса, а также строительство железнодорожных и автомобильных дорог.

"Структура потребности в светлых нефтепродуктах в 2030 г. по энергорайонам республики (стратегический сценарий)" (рис. 12.1.1)

12.2 Добыча нефти

Развитие нефтегазового комплекса зависит от проведения геологоразведочных работ, целевым назначением которых является ускоренное формирование сырьевой базы для нефтяной и газовой промышленности с обеспечением ежегодного прироста запасов углеводородного сырья как на ранее открытых месторождениях за счет перевода запасов категории С2 в категорию С1 так и на новых перспективных участках.

За три последних года (2006-2008 г.) в Республике Саха (Якутия) прирост запасов нефти и конденсата категории С1 составил 3,65 млн. т., природного газа - 18,2 млрд. м3 (таблица 12.2.1).

Таблица 12.2.1 - Прирост запасов углеводородов в период 2006-2008 гг.

Показатель	Ед. изм.	Год
		2006	2007	2008	Всего
Прирост запасов нефти и конденсата категории C1	млн. т.	0,34	2,24	1,07	3,65
Прирост запасов природного газа категории C1	млрд. м3	6,07	0,18	11,98	18,23
Объем глубокого бурения, всего	м	16849	26736	32758	76343
Сейсморазведка 2Д	пог. км.	4197	4436	3862	12495
Сейсморазведка 3Д	км2	219	264	222	705
Финансирование геологоразведочных работ, всего	млн. руб.	2165	3661	4202	10028

В этот период было открыто три месторождения: Верхнепеледуйское ГКМ (2006 г.), Восточно-Алинское нефтяное месторождение (2007 г.) и Северо-Талаканское нефтяное месторождение (2007 г.).

Общий объем прироста запасов в нефтяном эквиваленте составил 20,1 млн. т., из них 18,2% - нефть и 81,8% - природный газ. Эффективность бурения в среднем за этот период составила 262,7 т.у. углеводородов на метр глубокого бурения, в то время как в целом по России за период 1991-2005 гг. этот показатель в среднем составлял 500 т. у. углеводородов на метр глубокого бурения.

Такая ситуация с геологоразведочными работами требует:

- более широкого использования трехмерной сейсмики, чтобы получить наиболее достоверную информацию о строении продуктивных пластов;

- разработки новых научно-технических и технологических методов поиска и разведки;

- использования новых технологий для минимизации затрат самого дорогостоящего вида геологоразведочных работ - глубокого бурения.

Очевидно, что перевод запасов в категорию доказанных в объемах, предусмотренных Стратегией развития нефтяной и газовой промышленности Республики Саха (Якутия) до 2020 г.19 потребует значительного увеличения объемов глубокого бурения и, соответственно, существенных финансовых вложений.

Развитие нефтедобычи предусматривает последовательное, планомерное наращивание запасов категории С1 и объемов добычи нефти с годовым отбором не более 3% от утвержденных запасов. Для обеспечения такого уровня добычи нефти необходимо обеспечить прирост запасов не менее 260 млн. т., что потребует проведения глубокого бурения в объемах не менее 520 тыс. пог. м. и по предварительным оценкам общая стоимость геологоразведочных работ в текущих ценах составит около 80 млрд. руб.

Перспективное развитие нефтедобычи в республике, с учетом задач, поставленных правительствами России и Республики Саха (Якутия) характеризуется существенным ростом объемов добычи к 2030 г. в 17 раз от уровня 2008 г. при реализации умеренного сценария и в 22 раза - для стратегического (рисунок 12.2.1). Прогноз объемов добычи нефти к 2030 г. будет изменяться от 11,5 млн. т. - в умеренном сценарии и до 15,3 млн. т. - в стратегическом.

Как в умеренном, так и стратегическом сценарии развития нефтедобычи основные объемы добычи предусмотрены на трех месторождениях, расположенных в западном энергорайоне республики: Талаканском, Среднеботуобинском и Чаяндинском нефтегазоконденсатных месторождениях и перспективных участках, примыкающих к ним (таблица 12.2.2).

Начало добычи нефти на Чаяндинском НГКМ предусмотрено с 2014 г. (Приложение 4.2).

"Прогноз добычи нефти" (рис. 12.2.1)

Таблица 12.2.2 - Прогноз добычи нефти, тыс. т./год

Месторождение	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный сценарий
Талаканское НГКМ, включая перспективные участки и Алинское ГНМ	599	2647	5820	6460	6050	6432
Среднеботуобинское НГКМ, включая перспективные участки	20	600	1500	3000	3000	2820
Иреляхское НГКМ	68	132	250	250	250	248
Чаяндинское НКГМ			600	1500	2000	2000
В целом по республике	687	3379	8170	11210	11300	11500
Стратегический сценарий
Талаканское НГКМ, включая перспективные участки и Алинское ГНМ	599	4500	4800	6950	8200	8500
Среднеботуобинское НГКМ, включая перспективные участки	20	700	3400	4500	4560	4500
Иреляхское НГКМ	68	132	250	250	250	248
Чаяндинское НКГМ			1200	2000	2200	2000
В целом по республике	687	5332	9650	13700	15210	15248

В отличие от умеренного, стратегический сценарий нефтедобычи характеризуется форсированным развитием перспективных участков Талаканского и Среднеботуобинского месторождений.

12.3 Транспорт нефти

Практически вся нефть, добываемая в республике, будет транспортироваться по нефтепроводной системе Восточная Сибирь - Тихий океан. В 2009 г. планируется полностью завершить работы по строительству первой очереди ВСТО, обеспечивающей прокачку нефти в объеме 30 млн. т./год. На территории республики нефтепроводная система ВСТО выполняется в составе: линейной части протяженностью 1459 км. и диаметром 1200 мм, трех нефтеперекачивающих станций.

В ближайшей перспективе от Среднеботуобинского месторождения будет построен нефтепровод внешнего транспорта до трубопроводной системы ВСТО с врезкой в районе г. Ленска.

В 2015 г. будет завершено строительство второй очереди ВСТО, обеспечивающей прокачку нефти в объеме 80 млн. т./год. В этой связи на территории республики предусмотрено строительство 6 нефтеперекачивающих станций, а также строительство нефтепровода от Чаяндинского НГКМ до ВСТО.

Поставка нефти на нужды местных потребителей (в котельные) будет осуществляться, как и в настоящее время, водным путем в период навигации и по автозимникам в зимний период.

12.4 Переработка нефти

Перспективное развитие нефтеперерабатывающей промышленности в восточных регионах России определено Стратегией развития химической и нефтехимической промышленности России на период до 2015 года20 и проектом "Программы развития нефтеперерабатывающих мощностей в районах Восточной Сибири и Дальнего Востока"21, где наряду с модернизацией существующих нефтеперерабатывающих мощностей имеется ряд предложений по созданию новых нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) на Дальнем Востоке.

Проведенный в проекте Программы развития нефтеперерабатывающих мощностей анализ показывает, что реализуемая в настоящее время реконструкция и модернизация действующих на территории Сибири и Дальнего Востока нефтеперерабатывающих заводов позволит полностью покрыть прогнозируемый на перспективу рост потребностей внутреннего рынка в нефтепродуктах. Поэтому вновь создаваемые НПЗ могут носить экспортную направленность или будут удовлетворять локальные потребности удаленных и труднодоступных регионов. К таким проектам относится Восточный НПЗ в конечной точке трубопроводной системы Восточная Сибирь - Тихий океан, нефтеперерабатывающий завод в районе г. Благовещенска для поставок нефтепродуктов в КНР (Амурский НПЗ), а также нефтеперерабатывающее предприятие в г. Ленске для обеспечения локальных нужд в моторном топливе потребителей Республики Саха (Якутия) (Ленский НПЗ).

Следует отметить, что России присуща неравномерность размещения мощностей по переработке нефти. Так, средняя мощность российских НПЗ в 1,5-2 раза выше, чем в Западной Европе и США, а размер территории, снабжаемой крупным заводом, в 5-10 раз больше аналогичного показателя указанных стран. В результате такой неравномерности и отсутствия эффективных средств транспортировки нефтепродуктов в ряде регионов существенно усложнена и, соответственно, значительна дороже схема нефтепродуктообеспечения. В особенности это относится к регионам Восточной Сибири и Дальнего Востока. Так, например, средняя цена на дизельное топливо в субъектах РФ Дальневосточного федерального округа в апреле 2007 г. превышала среднероссийский уровень на 4,8 руб./л.

Другим не менее значимым фактором, побуждающим руководство субъектов РФ принимать решения о размещении на их территории малых и средних НПЗ с целью минимизации финансовых расходов на нефтепродукты, является усиление роли вертикально-интегрированных нефтяных компаний и укрепление тенденций смещения центров принятия решений за пределы региона.

В настоящее время на территории республики производится около 20 тыс. т. низкооктанового бензина, остальной объем светлых нефтепродуктов поставляется из других регионов России.

Для обеспечения республики нефтепродуктами собственного производства имеются благоприятные предпосылки, а именно наличие на территории республики Саха (Якутия) значительного количества ресурсов углеводородов. С учетом того, что основные месторождения нефти расположены в Ленском и Мирнинском улусах создание нефтеперерабатывающего завода наиболее целесообразно в г. Ленске, где, имеется определенная материально-техническая база, удобная воднотранспортная сеть (р. Лена, дорога до г. Мирный, предусмотрено строительство железнодорожной ветки Усть-Кут - Ленск) (Приложение 4.3).

С учетом потребностей в нефтепродуктах, как всей республики, так и Западного энергорайона, целесообразно строительство нефтеперерабатывающего завода мощностью 1000 тыс. т./год на базе Среднеботуобинского НГКМ. Нефтеперерабатывающий завод необходимо предусмотреть в составе следующих технологических установок:

- электрообессоливающая установка (ЭЛОУ);

- атмосферная и вакуумная перегонка нефти;

- изомеризация прямогонных и образующихся в процессе гидрокрекинга фракций НК-85°С;

- гидроочистка авиационного керосина и дизельного топлива (прямогонные фракции 140-208°С и 180-350°С;

- гидродепарафинизация авиационного керосина и дизтоплива;

- двухступенчатый гидрокрекинг вакуумного газойля;

- газофракционирующая установка;

- битумная установка;

- производство водорода;

- производство элементарной серы.

Материальный баланс завода при переработке 1000 тыс. т. сырой нефти представлен в таблице 12.4.1. Ввод в эксплуатацию завода предусматривается в 2016 г. для обоих рассматриваемых сценариев развития нефтегазового комплекса.

Таблица 12.4.1 - Материальный баланс нефтеперерабатывающего завода в г. Ленске

Товарная продукция	Выпуск
	тыс. т./год	%
Исходное сырье: нефть	1000	100
Выход продукции:
прямогонная фракция 70° - 160°	91,0	9,1
автомобильный бензин АИ-92	119,0	11,9
авиационный керосин ТС-1	130,0	13,0
дизельное топливо:	504,0	50,4
в том числе:
летнее	85,7	8,6
зимнее	317,5	31,7
арктическое	100,8	10,1
битум	115,0	11,5
элементарная сера	2,0	0,2
Собственные нужды и потери	39,0	3,9

Материальный баланс НПЗ в г. Ленске показывает, что завод позволит полностью покрыть потребность в нефтепродуктах Западного энергорайона республики в любом из рассматриваемых сценариев (таблица 12.4.2).

Таблица 12.4.2 - Потребность в светлых нефтепродуктах Западного энергорайона в 2030 г., тыс. т./год

Нефтепродукты	Сценарий
	умеренный	стратегический
Всего,	498	627
в том числе
бензин	53	63
керосин	106	134
дизельное топливо	340	430

При полной загрузке мощностей Ленского НПЗ в случае реализации умеренного сценария к 2030 г. будут иметь место избытки дизельного топлива в количестве 164 тыс. т., автомобильного бензина - 66 тыс. т. и авиационного керосина - 24 тыс. т. Эти нефтепродукты могут быть поставлены потребителям других энергорайонов республики.

При реализации стратегического сценария к 2030 г. появляются избытки дизельного топлива в количестве 74 тыс. т. и автомобильного бензина - 56 тыс. т. Кроме того, возможен дефицит авиационного керосина в количестве 4 тыс. т. в 2030 г.

При создании нефтеперерабатывающих мощностей г. Ленске наряду с выпуском востребованных в республике видов светлых нефтепродуктов неизбежно производство и других видов товарной продукции: элементарной серы, битума, которые можно хранить и транспортировать в условиях севера. Прямогонная фракция 70°-160° может быть использована в качестве топлива для нагревательных печей завода или закачена в нефтепровод.

Намеченные и уже проводимые работы по строительству автодорог федерального и межрегионального значения ("Колыма", "Лена", "Вилюй" суммарной протяженностью по строительству и реконструкции в 4,2 тыс. км.), а также внутриреспубликанских дорог ("Анабар", "Яна", "Кобяй", "Амга" и др. суммарной протяженностью более 5 тыс. км.) показывают, что битум Ленского завода будет востребован в республике.

Для самообеспечения потребности в светлых нефтепродуктах в других энергорайонах республики (кроме Западного) с учетом наличия собственной сырьевой базы необходимо предусмотреть создание дополнительных мощностей по производству моторных топлив.

12.5 Основные инвестиционные проекты. Капитальные вложения

Основные инвестиционные проекты развития нефтяной промышленности республики связаны с добычей нефти и созданием нефтеперерабатывающих мощностей (таблица 12.5.1).

Таблица 12.5.1 - Основные инвестиционные проекты

Направление инвестирования	Год ввода на полную мощность	Выпуск продукции (в год)	Инвестор	Объем инвестиций, млрд. руб.
Добыча нефти
Талаканское НГКМ	2015	4,5 млн. т.	ОАО "Сургутнефтегаз"	127,5
Нефтепереработка
Ленский НПЗ	2016	1 млн. т.	ООО "Таас-Юрях нефтедобыча"	19

Капитальные вложения в развитие нефтяной промышленности в целом по республике за период 2009-2030 гг. составят 202 млрд. руб. для умеренного сценария и 256 млрд. руб. - для стратегического (таблица 12.5.2).

При этом в структуре капитальных вложений в умеренном сценарии около 82% направляется на обустройство и разработку месторождений и по 9% от суммарных инвестиций - на создание нефтеперерабатывающих мощностей и строительство нефтепроводной системы.

Таблица 12.5.2 - Капитальные вложения в развитие нефтяной промышленности республики, млрд. руб.

Направление инвестирования	Период				Всего 2009-2030
	2009-2015	2015-2020	2021-2025	2026-2030
Умеренный сценарий
Инвестиции, всего, в том числе:	80	65	41	16	202
- обустройство и разработка месторождений	58	50	41	16	165
- нефтепереработка	10	9			19
- нефтепроводная система	12	6			18
Стратегический сценарий
Инвестиции, всего, в том числе:	99	81	55	22	256
- обустройство и разработка месторождений	77	66	55	22	220
- нефтепереработка	10	9			19
- нефтепроводная система	12	6			18

В стратегическом сценарии структура капитальных вложений аналогичная: наибольшие вложения связаны с обустройством и разработкой месторождений и составляют около 86% от суммарных инвестиций, и по 7% направлено на создание нефтепроводной системы и нефтепереработку.

13 Газодобывающая и газоперерабатывающая промышленность

13.1 Прогноз потребности в природном газе

В настоящее время около 45% добываемого природного газа потребляется крупными энергообъектами, 30% - котельными, 8-10% - используется на нужды населения и 15-17% - расходуется промышленными предприятиями.

Суммарная внутренняя потребность республики в природном газе в 2007 г. составила 1,6 млрд. м3.

Перспективная потребность в природном газе связана с развитием, прежде всего, электроэнергетики, переводом котельных с угля, нефти, мазута на природный газ, широкомасштабной газификацией и созданием крупных промышленных предприятий строительной индустрии. Новым направлением использования газа является строительство в пригороде г. Якутска газохимического комплекса по выпуску синтетических моторных топлив, метанола и аммиака, использующего в качестве сырья природный газ.

Перспективная потребность в природном газе в период с 2008 по 2011 гг. будет одинаковой как для умеренного, так и стратегического сценария реализации инвестиционных проектов. Начиная с 2015 г., эта потребность в зависимости от сценариев будет различаться преимущественно за счет строительства новых газовых станций и создания газохимических и газоперерабатывающих предприятий. К концу рассматриваемого периода (в 2030 г.) в целом по республике потребность в природном газе составит 6084 млн. м3 в умеренном сценарии, и 7818 млн. м3 - в стратегическом (таблица 13.1.1).

Таблица 13.1.1 - Перспективная потребность в природном газе в период 2008-2030 гг., млн. м3/год

Потребитель	Год
	2008	2010	2015		2020		2025		2030
			1	2	1	2	1	2	1	2
ТЭС*	799	853	987	1162	1078	2255	1202	2823	2254	3358
Котельные	523	494	566	566	691	691	726	726	734	734
Промышленные предприятия	230	230	330	330	350	350	360	360	375	375
Население	163	165	180	180	185	185	195	195	206	206
Газохимия и газопереработка	5	10	15	515	515	2515	515	2815	2515	3145
В целом по республике	1720	1752	2078	2753	2819	5996	2998	6919	6084	7818

Примечание: * - потребность в газе на ТЭС в 2010 г. в стратегическом сценарии составляет 904 млн. м3;

1 - умеренный сценарий; 2 - стратегический.

13.2 Добыча природного газа

Объем добычи природного газа непосредственно связан с его потребностью на внутреннем рынке, рынком сбыта в российские регионы, а также поставками газа на экспорт.

В ближайшие годы прирост добычи газа для удовлетворения потребностей внутреннего рынка будет связан с увеличением потребления газа в электроэнергетике, жилищно-коммунальном хозяйстве, строительном комплексе и с газификацией населенных пунктов. Новым направлением использования природного газа является создание газохимического комплекса по выпуску синтетических моторных топлив.

Рост добычи и поставок природного газа за пределы республики связан с планами ОАО "Газпром", разработанными во исполнение поручения Правительства РФ ДМ.П9-720 от 08.02.2008 г. "О социально-экономическом развитии регионов Дальнего Востока". Эти планы нашли свое отражение в "Программе создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта на рынки Китая и других стран АТР" (Проект Восток-50). При этом, начало поставок газа с Якутского центра газодобычи планируется с 2016 г. в объеме 5,7 млрд. м. с доведением к 2020 г. до 24,4 млрд.м3/год за счет освоения Чаяндинского НГКМ. При этом освоение месторождения намечено в 2016 г. и в зависимости от результатов опытно-промышленной эксплуатации Чаяндинского НГКМ максимальный уровень добычи природного газа предусмотрен в объемах от 12 до 25 млрд. м3 к 2030 г. (Приложения 4.2, 4.4).

В отличие от нефтедобывающей промышленности, дополнительного проведения геологоразведочных работ для достижения объемов добычи газа в любом из рассматриваемых вариантов не требуется, так как утвержденные доказанные запасы природного газа позволяют обеспечить добычу в объеме 39 млрд. м3/год. Исключение составляет лишь Чаяндинское НГКМ, где согласно существующим планам ОАО "Газпром" в ближайшие 4 года предполагается выполнить геологоразведочные работы стоимостью около 6,5 млрд. руб., обеспечив прирост доказанных запасов в объеме 550 млрд. м3.

Прогнозный объем добычи природного газа к 2030 г. в зависимости от сценариев реализации инвестиционных проектов в республике может изменяться от 17,1 до 30,7 млрд. м3 с учетом попутных газов нефтяных месторождений (рисунок 13.2.1).

Газовые ресурсы республики сосредоточены в двух энергорайонах: в Центральном и Западном. Природный газ месторождений центральной части республики (Средневилюйское, Мастахское, Среднетюнгское газоконденсатные месторождения) намечено использовать на внутренние нужды региона. Поставки природного газа за пределы республики предусмотрено осуществить за счет добычи на Чаяндинском месторождении.

Стратегический сценарий добычи газа, в отличие от умеренного, предусматривает интенсивное наращивание объемов добычи в период с 2015 по 2020 гг. за счет Средневилюйского газоконденсатного и Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождений (таблица 13.2.1).

"Прогноз добычи природного газа" (рис. 13.2.1)

Таблица 13.2.1 - Прогноз добычи природного газа, млн. м3/год

Месторождение	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный сценарий
Средневилюйское ГКМ, включая Мастахское ГКМ	1543	1500	1707	2053	2116	3365
Среднетюнгское ГКМ	5	5	5	400	400	400
Среднеботуобинское НГКМ, всего	229	293	341	683	690	677
в том числе: свободный газ	227	249	281	464	471	471
попутный газ	2	44	60	219	219	206
Отраднинское КГМ		35	100	100	100	100
Чаяндинское НГКМ, всего			48	3120	6660	12160
в том числе: свободный газ				3000	6500	12000
попутный газ			48	120	160	160
Попутный газ Талаканского НГКМ	48	212	466	517	474	356
Попутный газ Иреляхского НГКМ	5	10,5	20	20	20	20
В целом по республике	1830	2056	2637	6893	10460	17078
Стратегический сценарий
Средневилюйское ГКМ, включая Мастахское ГКМ	1543	1500	1889	3303	3385	3499
Среднетюнгское ГКМ	5	5	400	400	400	400
Среднеботуобинское НГКМ, всего	229	300	596	806	812	809
в том числе: свободный газ	227	249	348	477	479	480
попутный газ	2	51	248	329	333	329
Отраднинское КГМ		35	100	100	100	100
Чаяндинское НГКМ, всего			96	12160	18176	25160
в том числе: свободный газ				12000	18000	25000
попутный газ			96	160	176	160
Попутный газ Талаканского НГКМ	48	360	384	556	656	680
Попутный газ Иреляхского НГКМ	5	11	20	20	20	20
В целом по республике	1830	2211	3485	17345	23549	30668

13.3 Транспорт природного газа

В период до 2020 г. Государственной целевой программой "Газификация населенных пунктов Республики Саха (Якутия) в 2007-2011 годах и основные направления газификации до 2020 года", утвержденной Правительством республики в 2006 г. предусмотрено перспективное развитие газотранспортной системы. Газификацией будет охвачено 9 улусов республики, намечено строительство 1461,3 км. газовых сетей, в том числе магистральных газопроводов и газопроводов-отводов - 677,5 км., межпоселковых и внутрипоселковых сетей - 783,8 км. Уровень газификации населения составит 46,4%.

Для обеспечения надежных поставок природного газа потребителям Центрального энергорайона с месторождений Вилюйской группы в период с 2008 по 2012 гг. предусмотрено завершение строительства третьей нитки магистрального газопровода Средневилюйское ГКМ - Мастах - Берге - Якутск диаметром 700 мм, мощностью до 5,5 млрд. м3/год. Увеличение пропускной способности магистрального газопровода позволит покрыть растущие потребности природного газа, в том числе и для газификации всех населенных пунктов, прилегающих к трассе данного газопровода.

Газификация населенных пунктов, прилегающих к трассе действующего газопровода Средневилюйское ГКМ - Мастах - Берге - Якутск предусматривает завершение работ на территории Верхневилюйского, Вилюйского, Кобяйского, Намского, Хангаласского улусов и г. Якутска.

Планируемая газификация сел Вилюйского улуса потребует строительства магистрального газопровода Усун - Балагаччы - Сатагай.

В период 2007-2008 гг. планируется строительство резервной нитки магистрального газопровода с подводным переходом через р. Лена (2-я нитка), что позволит проводить дальнейшую газификацию заречных улусов: Мегино-Кангаласского, Амгинского, Усть-Алданского, Таттинского, Чурапчинского и Хангаласского. В этой связи необходимо завершить строительство магистральных газопроводов Майя - Тюнгюлю - Борогонцы, Майя - Табага - Чурапча - Ыытык - Кюель, Табага - Амга, Хаптагай - Кысыл - Юрюйя. В целом за период 2007-2011 гг. планируется построить 539,1 км. газовых сетей, газифицировать 6200 жилых домов, создать 5 новых газовых участков22.

Завершение газификации Горного улуса требует строительства магистрального газопровода к с. Бердигестях и газопроводов-отводов к селам Асыма и Дикимдя.

В Западном энергорайоне предусмотрено расширение зоны газификации в Вилюйском улусе за счет газификации левобережья р. Вилюй, Верхневилюйского и Нюрбинского улусов, а также создание газотранспортной системы в Ленском и Мирнинском улусах.

Для подключения Среднетюнгского ГКМ к действующей системе газопроводов и газификации населенных пунктов левобережья р. Вилюй предусмотрено газопроводов-отводов к населенным пунктам от магистрального газопровода Среднетюнгское ГКМ - Далыр - Тамалакан. В результате газификации сел Вилюйского улуса будет газифицировано 400 жилых домов, создано 3 газовых участка. Протяженность газопроводов-отводов диаметром 159, 108 мм составит 62,0 км., протяженность внутрипоселковых сетей - 40,2 км.

Для поставок газа потребителям г. Мирного планируется строительство второй нитки магистрального газопровода Таас-Юрях - Мирный. На период с 2007 по 2011 гг. намечена газификация поселка Таас-Юрях, в котором осуществится подача газа в 109 жилых домов.

В Ленском улусе планируется строительство магистрального газопровода с Отраднинского месторождения и газификация ближайшего от него г. Ленска.

Создание газотранспортной системы в Южно-Якутском энергорайоне республики связано с началом промышленной эксплуатации Чаяндинского НГКМ (в 2016 г.). В рамках Программы создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи и транспортировки природного газа предусмотрено строительство магистрального газопровода Чаяндинское НГКМ - Ленск - Олекминск - Алдан - Сковородино диаметром 1400 мм с давлением не менее 8-9 МПа. Газопровод будет проложен в одном коридоре с трассой ВСТО.

Прохождение магистрального газопровода с территории Республики Саха (Якутия) в Амурскую область позволит организовать газификацию населенных пунктов вдоль его трассы, включая Ленский, Олекминский, Алданский улусы и территорию, подчиненную г. Нерюнгри.

Количество и перечень населенных пунктов, подлежащих газификации вдоль трассы экспортного газопровода с Чаяндинского НГКМ, а также сроки газификации, будут определяться Правительством Республики Саха (Якутия) совместно с ОАО "Газпром" предприятием - владельцем лицензии на право пользования недрами Чаяндинского месторождения.

Обеспечение отдаленных от магистральных газопроводов населенных пунктов республики предусматривается сжиженным природным газом. Это позволит значительно снизить капитальные затраты, за счет отказа от строительства газопроводов, при этом качество газоснабжения от групповых емкостей практически идентично качеству газоснабжения в поселках, где газ подается непосредственно по газопроводам23. В связи с имеющимися возможностями расширения сбыта сжиженного газа планируется газификация сел Магарас и Орто-Сурт Горного улуса, Лекечен и Илбенге Вилюйского улуса.

13.4 Переработка природного газа и газового конденсата

Развитие газовой промышленности в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, предполагающее не только традиционное использование природного газа в качестве топлива, но и создание в этом регионе новой отрасли промышленности для выпуска продукции с высокой добавленной стоимостью (газопереработки и газохимии), положительно скажется на социально-экономическом развитии восточных регионов России24.

Ввод новых мощностей продукции газохимического комплекса с учетом ожидаемой потребности представлен в утвержденной приказом Минпромэнерго России от 14 марта 2008 г. за# N 119 "Стратегии развития химической и нефтехимической промышленности России на период до 2015 года". В регионах Восточной Сибири предусматривается создание газохимического комплекса в Красноярском крае, а также реконструкция (с 2017 г.) Ангарского и Саянского НХК. На Дальнем Востоке - создание газохимического комплекса в Республике Саха (Якутия) не раньше 2020 г., то есть за рамками Стратегии развития химической и нефтехимической промышленности России25.

Вопросы развития химии и газохимии в Дальневосточном федеральном округе требуют особой проработки и должны быть рассмотрены в рамках Программы социально-экономического развития этого региона. При этом Администрации и Правительства субъектов дальневосточных регионов имеют собственные долгосрочные программы развития своих территорий, в которых рассматриваются возможности создания крупных газохимических производств.

Состояние и прогноз спроса на основные виды химической продукции на российском рынке показывают благоприятные перспективы его роста со стороны промышленного производства, сельского хозяйства, транспорта и других отраслей - потребителей продукции химического комплекса26.

Благоприятные предпосылки создания газоперерабатывающей и газохимической промышленности на востоке страны связаны, с тем, что все месторождения Красноярского края, Иркутской области и большинство Республики Саха (Якутия) содержат гелий в промышленных концентрациях - продукт, являющийся стратегическим, роль которого при развитии научно-технического прогресса будет постоянно возрастать. Освоение месторождений без выделения и утилизации гелия недопустимо. Однако его выделение экономически оправдано только при комплексной переработке природного газа на крупных газохимических комплексах.

Исходя из задач развития конкурентоспособности российского химического комплекса новые мощности целесообразно размещать на площадках рядом с крупными транспортными узлами в непосредственной близости от месторождений, либо в точках, удобных для подключения к нефте- и газопроводам. Такие производства могут быть размещены в Красноярском крае, Иркутской области, в республике Саха (Якутия) или в Амурской области, в Хабаровском крае и Сахалинской области.

Учитывая высокую неопределенность параметров долгосрочного развития, отсутствие скоординированности действий со стороны государства в вопросах создания и размещения газохимических комплексов на востоке России, а также масштабность и сложность намечаемых проектов, необходимо организовать тщательную проработку и технико-экономическое обоснование площадок размещения газохимических комплексов на федеральном уровне.

Таким образом, перспективы по переработке природного газа в Республике Саха (Якутия) связаны как с модернизацией уже существующих мощностей, так и возможностью создания новых современных заводов.

С целью двукратного увеличения производства сжиженного газа (до 15 тыс. т./год) на действующем газоперерабатывающем заводе в г. Якутске ведутся работы по монтажу дополнительных технологических установок с общей производительностью до 5 млн. м. природного газа в сутки. Кроме того, предусмотрено увеличение объема резервуарного парка для готовой продукции существующей Головной газораспределительной станции27.

Создание новых мощностей по переработке природного газа на территории республики диктуется особенностями месторождений, многокомпонентный состав которых характеризуется высоким содержанием жидких углеводородов, уникально высокими концентрациями гелия (таблица 13.4.1). Такой состав газов месторождений республики требует его комплексной переработки с извлечением ценных компонентов, в том числе и гелия.

В этой связи необходимым и обязательным условием промышленной разработки месторождений, включая крупнейшее в республике Чаяндинское НГКМ должно стать синхронизированное с уровнем роста добычи природного газа строительство газоперерабатывающего и газохимического заводов.

Таблица 13.4.1 - Состав газов основных месторождений республики

Месторождения	Конденсат, г/м3	Состав свободного газа, %						Состав растворенного газа, %
		метан	этан	пропан	бутаны	гелий	азот и др.	метан	этан	пропан	бутаны	гелий	азот, и др.
Чаяндинское НТК	15,0	85,06	4,72	1,96	0,74	0,53	7,84	73,47	16,74	4,71	0,92	н/д	3,4
Талаканское НТК	21,0	85,87	5,56	1,96	0,97	0,45	4,51	75,1	14,3	6,7	1,94	н/д	1,22
Среднеботуобинское НТК	18,5	86,99	3,66	1,32	0,43	0,45	6,7	70,03	13,26	7,52	4,05	н/д	2,75
Тас-Юряхское НТК	17,0	86,55	4,34	1,48	0,74	0,4	5,7	76,49	13,94	н/д	н/д	н/д	0,15
Средневилюйское ГК	44,1	90,56	5,43	1,85	0,67	0,0	1,49	-	-	-	-	-	-
Мастахское ГК	23,2	93,87	3,72	0,93	0,54	0,0	0,94	-	-	-	-	-	-

Примечание: н/д - нет данных

(1) Газопереработка и газохимия

Целесообразность размещения газоперерабатывающего и газохимического заводов в г. Ленске обоснована тем, что город является ближайшим от Чаяндинского НГКМ крупным населенным пунктом. Кроме того, очень важно, что геологические условия в районе г. Ленска позволяют создать естественное хранилище, извлекаемого при переработке природного газа гелия. Наряду с этими обоснованиями значимым моментом является и то, что в период до 2018 г. предусмотрено строительство железной дороги Усть-Кут - Непа - Ленск и, соответственно, появится возможность транспортировки готовой газохимической продукции (полиэтилен, полипропилен и др.). Также в г. Ленске имеется определенная материально-техническая база, удобная воднотранспортная сеть (р. Лена, дорога до г. Мирный).

В умеренном сценарии, в отличие от стратегического, ввод завода по переработке природного газа предполагается в 2030 г. В стратегическом сценарии ввод газоперерабатывающих мощностей предусматривается с 2016 г. (таблица 13.4.2).

Таблица 13.4.2 - Создание газоперерабатывающих мощностей в г. Ленске, млрд. м3/год

Сценарий, год	Год
	2020		2025		2030
	1	2	1	2	1	2
	-	12,6	-	18,7	12,6	25,7

Примечание: 1 - умеренный сценарий, 2 - стратегический

Кроме природного газа Чаяндинского НГКМ на Ленском ГПЗ будет перерабатываться и попутный газ нефтяных месторождений. Материальный баланс газоперерабатывающего завода для стратегического сценария представлен в таблице 13.4.3. В результате газоразделения в качестве товарных продуктов будут получены:

сухой товарный газ, который можно использовать в качестве энергетического топлива на внутренние потребности республики, а избытки газа поставлять за ее пределы; гелиевый концентрат;

этан, пропан, бутаны - которые являются исходными продуктами для получения различных видов химической продукции.

Материальный баланс газохимического завода для стратегического сценария представлен в таблице 13.4.4.

Полученные на газохимическом заводе продукты будут использоваться как на собственные нужды республики, так и поставляться в соседние регионы и на внешний рынок.

Таблица 13.4.3 - Материальный баланс Ленского газоперерабатывающего завода (стратегический сценарий), млрд. м3/год

Показатель	Год
	2020	2025	2030
Исходное сырье, всего	12,6	18,7	25,7
в том числе:
природный газ	12,0	18,0	25,0
попутный газ	0,6	0,7	0,7
Выпуск продукции:
в том числе:
сухой товарный газ	11,6	17,3	23,7
гелиевый концентрат	0,08	0,11	0,16
этан	0,59	0,81	1,16
пропан	0,25	0,32	0,44
бутаны	0,09	0,07	0,11
С5	0,01	0,04	0,05
Потери	0,01	0,04	0,05

Таблица 13.4.4 - Материальный баланс Ленского газохимического завода (стратегический сценарий), тыс. т./год

Показатель	Год
	2020	2025	2030
Исходное сырье, всего:	1470,8	2176,2	2919,2
в том числе:
этан	743,0	1089,1	1465,0
пропан	489,8	730,8	974,8
бутаны	238,0	356,3	479,4
Выпуск продукции:
в том числе:
полиэтилен	860,0	1290,0	1700,0
полипропилен	95,0	140,0	200,0
пироконденсат	75,0	110,0	150,0
метан-водородная фракция	350,0	520,0	720,0
смола пиролиза	14,7	21,7	29,2
Потери	76,1	94,5	120,0

(2) Переработка газового конденсата

Объем добычи газового конденсата на месторождениях республики увеличится с 84,4 тыс. т. в 2008 г. до 363 тыс. т. к 2030 г. в умеренном сценарии и до 564 тыс. т. - в стратегическом (таблица 13.4.5).

Для использования в качестве котельно-печного топлива газовый конденсат подлежит обязательной стабилизации.

Таблица 13.4.5 - Прогноз добычи газового конденсата, тыс. т./год

Месторождение	Год
	2008	2010	2015	2020	2025
Умеренный сценарий
Средневилюйское ГКМ, включая Мастахское ГКМ	79,8	75,0	77,6	90,3	93,1
Среднетюнгское ГКМ	0,3	0,3	0,3	22,4	22,4
Среднеботуобинское НГКМ	4,3	4,6	4,6	8,6	8,7
Отраднинское КГМ		1,4	3,5	4,0	4,0
Чаяндинское НГКМ				45,0	97,5
В целом по республике	84,4	81,3	86,0	170,3	225,7
Стратегический сценарий
Средневилюйское ГКМ, включая Мастахское ГКМ	79,8	75,0	77,6	145,3	149,0
Среднетюнгское ГКМ	0,3	0,3	0,3	22,4	22,4
Среднеботуобинское НГКМ	4,3	4,6	4,6	8,8	8,8
Отраднинское КГМ		1,4	3,5	4,0	4,0
Чаяндинское НГКМ				180,0	270,0
В целом по республике	84,4	81,3	86,0	360,5	454,2

В настоящее время весь объем добываемого газового конденсата Средневилюйского ГКМ и прилегающих к нему месторождений (Мастахское ГКМ, Среднетюнгское ГКМ) в качестве топлива сжигается в котельных. В перспективе конденсат месторождений Вилюйской группы предусмотрено подвергать глубокой переработке с получением моторного топлива.

Ввод комплекса по глубокой переработке газового конденсата месторождений Вилюйской группы в п. Кысыл-Сыр, как в умеренном, так и стратегическом сценариях предусматривается с 2015 г. с максимальной мощностью переработки конденсата до 150 тыс. т./год.

Стабилизация газового конденсата сопровождается выделением пропан-бутана товарного (ПБТ) и получением стабильного газового конденсата. Пропан-бутан товарный может быть использован как на нужды газификации отдаленных от магистральных газопроводов населенных пунктов Горного и Вилюйского улусов, так и для обеспечения сжиженным газом автотранспорта республики. В перспективе до 2030 г. стабильный конденсат в количестве 45-48 тыс. т./год предусмотрено использовать в качестве топлива в котельных (таблица 13.4.6).

Таблица 13.4.6 - Стабилизация газового конденсата Вилюйских месторождений, тыс. т./год

Показатель	Год
	2015		2020		2025		2030
	1	2	1	2	1	2	1	2
Добыча газового конденсата	85,1	116,5	112,7	167,7	115,5	171,4	170,4	176,4
Стабилизация газового конденсата (выделение пропан-бутана товарного)	8,9	12,2	11,8	17,6	12,1	18,0	17,9	18,5
Стабильный конденсат	76,2	104,3	100,9	150,1	103,4	153,4	152,4	157,9
Использование стабильного конденсата в котельных	48,0	48,0	45,0	45,0	46,0	46,0	46,0	46,0
Остаток конденсата на переработку	28,2	56,7	56,0	104,9	57,5	107,5	106,5	111,8

* Примечание: 1 - умеренный сценарий, 2 - стратегический.

Оставшаяся часть стабильного конденсата будет перерабатываться с получением светлых нефтепродуктов. Выход продукции ориентировочно составит 81% - бензины, 15% - дизельное топливо, 4% - котельное топливо и потери. Материальный баланс установок по переработке газового конденсата газовых месторождений Вилюйской группы представлен в таблице 13.4.7.

Таблица 13.4.7 - Материальный баланс установок переработки газового конденсата Вилюйских месторождений, тыс. т./год

Показатель	Год
	2015		2020		2025		2030
	1	2	1	2	1	2	1	2
Исходное сырье: стабильный конденсат	28,2	56,7	56,0	104,9	57,5	107,5	106,5	111,8
Выход продукции, в том числе:
бензин	22,9	45,9	45,3	85,0	46,5	87,1	86,2	90,6
дизельное топливо	4,2	8,5	8,4	15,7	8,6	16,1	16,0	16,8
тяжелый остаток и потери	1,1	2,3	2,2	4,2	2,3	4,3	4,3	4,5

* Примечание: 1 - умеренный сценарий, 2 - стратегический.

Качество получаемых бензинов АИ-92, АИ-95, АИ-98 и дизельного топлива будет соответствовать мировым стандартам.

(3) Переработка попутного газа

Перспективный объем добычи попутного газа нефтяных месторождений республики к 2030 г. составит 742 млн. м3 - в умеренном сценарии добычи нефти и 1189 млн. м3 - в стратегическом (таблица 13.4.8).

Наиболее эффективным направлением использования попутного нефтяного газа (ПНГ) является нефтехимическая переработка, в результате которой получается сухой товарный газ, а выделенные гомологи метана синтезируются в химическую продукцию. Полученный товарный газ можно использовать для выработки электрической энергии или подавать в систему магистральных газопроводов. С учетом создания газоперерабатывающего и газохимического комплекса в г. Ленске переработка попутных газов нефтяных месторождений наиболее привлекательна для республики.

Таблица 13.4.8 - Прогноз добычи попутного нефтяного газа, млн. м3/год

Месторождение	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный сценарий
Талаканское НГКМ, включая перспективные участки и Алинское ГНМ	48	212	416	517	474	356
Среднеботуобинское НГКМ, включая перспективные участки	2	44	60	219	219	206
Иреляхское НГКМ	5	11	20	20	20	20
Чаяндинское НКГМ			48	120	160	160
В целом по республике	55	267	544	876	873	742
Стратегический сценарий
Талаканское НГКМ, включая перспективные участки и Алинское ГНМ	48	360	384	556	656	680
Среднеботуобинское НГКМ, включая перспективные участки	2	51	248	329	333	329
Иреляхское НГКМ	5	11	20	20	20	20
Чаяндинское НКГМ			96	160	176	160
В целом по республике	55	422	748	1065	1185	1189

Попутный нефтяной газ можно использовать непосредственно для выработки электрической энергии, без его разделения, что в настоящее время и осуществляется компанией ОАО "Сургутнефтегаз" при эксплуатации Талаканского НГКМ.

Другим применением ПНГ является поддержание пластового давления для интенсификации процесса нефтедобычи. Кроме того, попутный газ можно закачивать в отработанные месторождения или искусственные хранилища газа на длительный срок с их последующей отработкой.

(4) Завод синтетических моторных топлив

Одной из ключевых проблем обеспечения жизнедеятельности населения и предприятий республики является организация завоза нефтепродуктов, которая осуществляется в короткий навигационный период. В этой связи, альтернативой завозу моторного топлива может стать создание собственного производства синтетических моторных топлив, получаемых из природного газа. Более того, целесообразность строительства в Центральном энергорайоне республики завода по производству синтетических моторных топлив (ЗСМТ) определяются технологической необходимостью сглаживания сезонной неравномерности потребления газа и загрузки производственных мощностей по добыче и транспортировке газа в летнее время.

Для реализации проекта создания завода синтетических моторных топлив в республике создана ЗАО "Восточно-Сибирская газохимическая компания".

При переработке 1000 млн. м3/год природного газа будет получено 450 тыс. т./год метанола, до 220 тыс. т./год аммиака и 400 тыс. т./год светлых нефтепродуктов, в том числе: 179 тыс. т./год дизельного топлива, 140 тыс. т./год - бензина и топлива ТС-1 (керосин) - 81 тыс. т./год.

В умеренном сценарии развития производство синтетических моторных топлив предусмотрено с 2030 г., в стратегическом - с 2015 г.

Следует отметить, что создание мощностей по переработке газового сырья с целью получения светлых нефтепродуктов наиболее привлекателен для Центрального энергорайона республики с 2015 г., их производство составит 454 тыс. т. и к 2030 г. увеличится до 507 тыс. т. Наиболее оптимальным вариантом размещения завода синтетических моторных топлив является территория подчиненная г. Якутску, а комплекса переработки газового конденсата - п. Кысыл-Сыр Вилюйского района.

Также предусмотрено строительство Алданского завода синтетических моторных топлив ежегодно перерабатывающего до 1,32 млрд. м3 природного газа и выпускающего более 560 тыс. т. моторного топлива (дизельное топливо, бензин). Объемы инвестиций для строительства оцениваются в 16,6 млрд. руб.

13.5 Основные инвестиционные проекты. Капитальные вложения

Основные инвестиционные проекты развития газовой промышленности республики с добычей природного газа и созданием газопереработки и газохимии (таблица 13.5.1).

Капитальные вложения в развитие газовой промышленности в целом по республике в период 2009-2030 гг. составят 365 млрд. руб. для умеренного сценария и 560 млрд. руб. - для стратегического (таблица 13.5.2).

В структуре капиталовложений в умеренном сценарии около 54% от суммарных капитальных вложений направляется на создание газотранспортной системы, 25% - на создание газоперерабатывающих мощностей и газохимию и 22% - на обустройство и разработку месторождений.

В стратегическом сценарии структура капитальных вложений несколько иная, наибольшие вложения связаны с созданием газопереработки и газохимии - 36% от суммарных инвестиций, 35% - направлено на создание газотранспортной системы и 29% - на добычу природного газа.

Таблица 13.5.1 - Основные инвестиционные проекты

Направление инвестирования	Год ввода на полную мощность	Выпуск продукции (в год)	Инвестор	Объем инвестиций, млрд. руб.
Добыча природного газа
Чаяндинское НГКМ	2025	25 млрд. м3	ОАО "Газпром"	122
Газопереработка и газохмимя#
Ленский ГПЗ с блоком по выработке жидкого гелия	2025	25 млрд. м3	ОАО "Газпром"	57,6
Ленский ГХК	2025	1,9 млн. т. (полиолефины)	ОАО "Газпром"	106,2
Якутский завод синтетических моторных топлив	2015	400 тыс. т.	ЗАО "Восточно-Сибирская газохимическая компания"	35,2

Таблица 13.5.2 - Капитальные вложения в развитие газовой промышленности республики, млрд. руб.

Направление инвестирования	Период				Всего 2009-2030
	2009-2015	2015-2020	2021-2025	2026-2030
Умеренный сценарий
Инвестиции, всего, в том числе:	172	67	58	68	365
- обустройство и разработка месторождений	12	32	20	16	80
- газопереработка и газохимия			38	52	90
- газотранспортная система	160	35			195
Стратегический сценарий
Инвестиции, всего, в том
числе:	215	164	115	65	560
- обустройство и разработка
месторождений	25	66	41	33	165
- газопереработка и газохимия	30	63	74	32	200
- газотранспортная система	160	35			195

В перспективе нефтегазовый комплекс республики формируется на основе:

- трех комплексов по выпуску нефтепродуктов: нефтеперерабатывающий завод в г. Ленске; завод по переработке газового конденсата в п. Кысыл-Сыр; завод синтетических моторных топлив в г. Якутске (или его пригороде);

- двух газоперерабатывающих заводов в гг. Якутске, Ленске и газохимического комбината в г. Ленске (рисунок 13.5.1).

"Схема размещения объектов нефтегазового комплекса" (рис. 13.5.1)

Раздел IV. Перспективные топливно-энергетические балансы Республики Саха (Якутия)

14 Отраслевые балансы топлива и энергии

14.1 Балансы электрической энергии

(1) Умеренный сценарий

Для принятых предпосылок развития экономики республики в умеренном сценарии производство электроэнергии в республике увеличится в 2030 г. в 5,2 раза к уровню 2008 г. и составит 39,7 млрд. кВт*ч. (таблица 14.1.1). Полезное потребление за период с 2008 г. по 2030 г. увеличится в 3,7 раза.

Таблица 14.1.1 - Баланс электроэнергии*, млн. кВт*ч./год

Показатель	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Производство, всего	7675	7914	11057	27271	32019	39654
в том числе: ГЭС	3124	3259	4073	10682	14782	14782
ТЭС	4201	4329	6542	15973	16616	24248
ДЭС	351	327	318	305	282	285
АТЭЦ			123	309	336	336
вэс			2	2	3	3
Поступление электроэнергии	142	143	133	135	137	139
Экспорт				7200	7200	10800
Отпуск в ОЭС Востока	1087	881	273	5476	7280	5716
Потребление, всего	6731	7176	10917	14730	17675	23276
в том числе: собственные нужды и	265	257	325	851	924	1155
потери в сетях	1109	1161	1811	1993	2303	2355
полезное потребление	5358	5758	8781	11886	14448	19767
Полезное потребление с учетом собственных нужд электростанций	5623	6016	9106	12737	15371	20921

Среднегодовой темп прироста производства электроэнергии в 2011-2015 гг. составит 6,9%, а полезного потребления - 8,8%. В связи с чем, в этот период будет происходить снижение отпуска электроэнергии в ОЭС Востока. Среднегодовой темп прироста производства электроэнергии в 2016-2020 гг. составит 19,8%, а полезного потребления - 6,2%. В этот период начнется масштабный экспорт электроэнергии из Южно-Якутского энергорайона, а также отпуск значительных объемов электроэнергии в ОЭС Востока. В 2021-2030 гг. среднегодовой темп прироста производства электроэнергии составит 3,8%, а полезного потребления - 5,2%.

Структура производства электроэнергии не претерпит существенных изменений: доля ГЭС останется в пределах 40%, доля ТЭС увеличится с 55% в 2008 г. до 61% в 2030 г. (рисунок 14.1.1).

"Структура производства электроэнергии в республике, %" (рис. 14.1.1)

(2) Стратегический сценарий

В стратегическом сценарии производство электроэнергии в республике в 2030 г. увеличится в 5,7 раза к уровню 2008 г. и составит 44,0 млрд. кВт*ч. (таблица 14.1.2). Полезное потребление за период с 2008 г. по 2030 г. увеличится в 4,6 раза, что значительно выше, чем в умеренном сценарии.

Таблица 14.1.2 - Баланс электроэнергии, млн. кВт*ч./год

Показатель	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Производство, всего	7675	8373	17200	32767	42886	44027
в том числе: ГЭС	3124	3310	4291	10682	14782	14782
ТЭС	4201	4736	12466	21468	27514	28652
ДЭС	351	327	292	280	251	253
АТЭЦ			150	335	336	336
ВЭС			2	2	3	3
Поступление электроэнергии	142	143	133	135	137	139
Экспорт			3600	7200	10800	10800
Отпуск в ОЭС Востока	1087	959	1404	3008	6712	5123
Потребление, всего	6731	7557	12329	22694	25510	28242
в том числе: собственные нужды и	265	271	594	965	1237	1243
потери в сетях	1109	1180	1846	3155	2493	2392
полезное потребление	5358	6107	9889	18573	21779	24608
Полезное потребление с учетом собственных нужд электростанций	5623	6378	10483	19538	23017	25851

Среднегодовой темп прироста производства электроэнергии в 2011-2015 гг. составит 15,5%, а полезного потребления - 10,1%. Таким образом, потребление электроэнергии в данный период растет медленнее, чем производство, что объясняется началом крупномасштабного экспорта электроэнергии из республики. Среднегодовой темп прироста производства электроэнергии в 2016-2020 гг. составит 13,8%, а полезного потребления - 13,4%; в 2021-2030 гг. среднегодовой темп прироста производства электроэнергии составит 3,0%, а полезного потребления - 2,9%. Таким образом, с 2016 г. структура производства и потребления электроэнергии в республике окончательно сформируется, поскольку темпы прироста производства и потребления становятся практически одинаковыми.

Структура производства электроэнергии в стратегическом сценарии изменится более существенно: доля ГЭС снизится с 41% в 2008 г. до 34% в 2030 г., доля ТЭС увеличится с 55% в 2008 г. до 65% в 2030 г. (рисунок 14.1.2).

"Структура производства электроэнергии, %" (рис. 14.1.2)

____________________

* Здесь и далее. Начиная с 2007 г. баланс электроэнергии составлен без учета ведомственных ДЭС

14.2 Балансы тепловой энергии

За период 2007-2030 гг. производство тепловой энергии увеличится на 29% (на 5,5 млн. Гкал), потребление - на 35% (на 5,9 млн. Гкал). Более высокие темпы роста теплопотребления по сравнению с производством тепловой энергии объясняются сокращением непроизводственных потерь в результате энергосбережения и снижением потерь в тепловых сетях с 13% до нормативных значений - 8-8,5%. Реконструкция и модернизация всех объектов технологической цепочки теплоснабжения (источник - тепловые сети - потребитель) на основе энергоэффективного оборудования, с одной стороны позволит увеличить потребление тепловой энергии за счет внутренних резервов, а с другой стороны - позволит сформировать более совершенную структуру производства тепловой энергии.

(1) Умеренный сценарий

Укрупненный баланс тепловой энергии в республике для умеренного сценария приведен в таблице 14.2.1.

Таблица 14.2.1 - Баланс тепловой энергии в республике, млн. Гкал/год

Статья баланса	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Производство, всего	19,2	19,7	21,1	22,6	23,7	24,7
Потери, млн. Гкал/год/%	2,5 ____ 12,9	2,5 ____ 12,6	2,2 ____ 10,9	2,2 ____ 9,9	2,2 ____ 9,2	2,1 ____ 8,5
Потребление, всего	16,7	17,2	18,8	20,4	21,5	22,6

Основной прирост производства тепловой энергии - 98% (5,4 млн. Гкал) будет происходить в централизованном секторе (таблице 14.2.2).

Таблица 14.2.2 - Баланс тепловой энергии в централизованном секторе, млн. Гкал/год

Статья баланса	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Производство, всего	15,3	15,9	17,2	18,8	19,8	20,7
Потери, млн. Гкал/год/%	1,8 ____ 11,8	1,8 ____ 11,5	1,6 ____ 9,6	1,7 ____ 9,0	1,7 ____ 8,5	1,7 ____ 8,0
Потребление, всего	13,5	14,0	15,6	17,1	18,1	19,1
в том числе:
население	5,6	5,8	6,4	6,8	7,2	7,5
коммунально-бытовые нужды	2,7	2,8	2,8	2,9	2,9	3,0
промышленность	5,2	5,5	6,4	7,4	8,0	8,6

В децентрализованном секторе тепловая энергия будет производиться индивидуальными источниками тепла - индивидуальные и крышные котельные, отопительные и отопительно-варочные печи.

Баланс тепловой энергии в децентрализованном секторе экономики приведен в таблице 14.2.3.

Таблица 14.2.3 - Баланс тепловой энергии в децентрализованном секторе, млн. Гкал/год

Статья баланса	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Производство, всего	3,8	3,9	3,9	3,9	3,9	3,9
Потери, млн. Гкал/год/%	0,7 ____ 17,3	0,7 ____ 17,3	0,7 ____ 16,9	0,5 ____ 14,3	0,5 ____ 12,5	0,4 ____ 11,0
Потребление (население и социальная сфера)	3,2	3,2	3,2	3,3	3,4	3,5

За период с 2007 г. по 2030 г. рост потребления тепловой энергии в децентрализованном секторе составит 9,4% (на 0,3 млн. Гкал), при этом производство тепловой энергии децентрализованными источниками к 2030 г. увеличится лишь 2,6% (на 0,1 млн. Гкал). Такая разница между увеличением потребления и производства связана с сокращением потерь тепловой энергии (с 17,3% до 11%) за счет проведения энергосберегающих мероприятий.

В течение рассматриваемого периода наиболее значительное увеличение потребления и производства тепловой энергии будет наблюдаться в 2010-2020 гг. и составит 18,2% и 14,6% соответственно (рисунок 14.2.1). В дальнейшем рост замедлится и в период 2021-2030 гг. не превысит 11% и 9,3% соответственно.

"Соотношение динамики производства и потребления тепловой энергии" (рис. 14.2.1)

(2) Стратегический сценарий

Укрупненный баланс тепловой энергии в республике в период 2007-2030 гг. для этого сценария развития приведен в таблице 14.2.4.

Таблица 14.2.4 - Баланс тепловой энергии, млн. Гкал/год

Статья баланса	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Производство, всего	19,2	19,9	21,9	23,8	25,1	25,9
Потери, млн. Гкал/год/%	2,5 ______ 12,9	2,5 ______ 12,7	2,3 ______ 10,7	2,4 ______ 9,9	2,3 ______ 9,2	2,2 ______ 8,5
Потребление, всего	16,7	17,3	19,6	21,4	22,8	23,7

Производство тепловой энергии в стратегическом сценарии увеличится на 35% (на 6,7 млн. Гкал), потребление - на 42% (на 7 млн. Гкал).

Основной прирост 94% (6,3 млн. Гкал) будет происходить в централизованном секторе (таблица 14.2.5).

Таблица 14.2.5 - Баланс тепловой энергии в централизованном секторе, млн. Гкал/год

Статья баланса	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Производство, всего	15,3	16,0	18,0	19,8	20,9	21,6
Потери, млн. Гкал/год/%	1,8 ______ 11,8	1,8 ______ 11,5	1,7 ______ 9,5	1,8 ______ 9,0	1,8 ______ 8,5	1,7 ______ 8,0
Потребление, всего	13,5	14,1	16,3	18,0	19,1	19,9
в том числе:
население	5,6	5,8	6,4	7,0	7,4	7,8
коммунально-бытовые нужды	2,7	2,8	2,8	2,9	3,0	3,1
промышленность	5,2	5,6	7,0	8,1	8,7	9,0

Производство тепловой энергии в централизованном секторе к 2030 г. увеличится на 41%, основной прирост ожидается на электростанциях - в 2,3 раза.

Доля децентрализованного сектора в суммарном по республике производстве и потреблении тепловой энергии к 2030 г. составит 16% (4,2 млн. Гкал и 3,8 млн. Гкал соответственно) (таблица 14.2.6).

Таблица 14.2.6 - Баланс тепловой энергии в децентрализованном секторе, млн. Гкал/год

Статья баланса	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Производство, всего	3,8	3,9	4,0	4,1	4,1	4,2
Потери, млн. Гкал/год/%	0,7 ______ 17,3	0,7 ______ 17,3	0,7 ______ 15,9	0,7 ______ 14,3	0,5 ______ 12,5	0,5 ______ 11,0
Потребление (население и социальная сфера)	3,2	3,2	3,3	3,5	3,6	3,8

В стратегическом сценарии развития ТЭК потребление и производство тепловой энергии в децентрализованном секторе будет расти несколько более высокими темпами, чем в умеренном сценарии, за счет роста индивидуальной застройки и строительства жилых зданий с крышными котельными. Производство тепловой энергии к 2030 г. увеличится на 10,5% (на 0,4 млн. Гкал), потребление - на 18,8% на (0,6 млн. Гкал), что обусловлено реализацией активной энергосберегающей политики.

Наиболее значительное увеличение потребления и производства тепловой энергии в стратегическом сценарии будет происходить в период 2010-2020 гг., с более высокими темпами, чем в умеренном сценарии, которые составят 23,7% и 20% соответственно (рисунок 14.2.2). В период 2021-2030 гг. рост замедлится и не превысит 10,3% и 8,6% (потребления и производства соответственно).

"Соотношение динамики производства и потребления тепловой энергии" (рис. 14.2.2)

Таким образом, производство тепловой энергии в республике к 2030 г. достигнет 24,7-25,9 млн. Гкал, причем до 84% тепла будет производиться на источниках централизованного теплоснабжения.

Значительно увеличится доля электростанций в суммарном производстве тепловой энергии, что позволит повысить качество и надежность теплоснабжения. Потребление тепловой энергии к 2030 г. составит 22,6-23,7 млн. Гкал.

Наибольший рост теплопотребления (65-72%) ожидается в промышленности, что связано с перспективным развитием производственных мощностей республики, разработкой новых месторождений, развитием обрабатывающих производств и т.д. В структуре потребления тепловой энергии доля промышленности возрастет с 31% в 2007 г. до 38% в 2030 г. Потери тепловой энергии к 2030 г. снизятся до 8% в централизованном секторе и до 11% в децентрализованном секторе, что потребует значительных капиталовложений в реконструкцию и модернизацию всей цепочки системы теплоснабжения.

14.3 Балансы угля

В рассматриваемой перспективе (2007-2030 гг.) республика практически полностью будет обеспечена собственными ресурсами угля (таблица 14.3.1). Незначительные объемы ввоза магаданских углей обусловлены экономической целесообразностью.

Таблица 14.3.1 - Баланс угля, млн. т./год

Статья баланса	Год
	2007	2010		2015		2020		2025		2030
		1	2	1	2	1	2	1	2	1	2
Приходная часть,
всего	12,3	10,1	10,7	17,1	29,5	30,7	41,1	33,5	45,5	40,6	44,1
в том числе:
- добыча, всего	12,2	10,0	10,6	17,0	29,4	30,6	41,0	33,4	45,4	40,5	44,0
в том числе по видам:
- коксующийся	6,8		7,5	13,6	20,4	22,7	25,7	20,7	27,1	25,2	25,9
- энергетический	5,4	3,5	3,1	3,4	9,0	7,9	15,3	12,7	18,3	17,3	18,1
- ввоз	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
Расходная часть, всего	12,3	10,1	10,7	17,1	29,5	30,7	41,1	33,5	45,5	40,6	44,1
в том числе:
- внутреннее потребление,
всего	2,5	3,1	3,2	4,1	6,1	7,4	10,4	10,2	13,6	11,6	14,4
в том числе по видам:
- коксующийся							2,5	2,5	4,0	2,5	5,0
- энергетический		3,1	3,2	4,1	6,1	7,4	7,9	7,7	9,6	91	9,4
- потери при переработке	0,1	0,5	0,6	1,4	3,9	4,2	6,2	5,7	7,7	7,4	7,6
- вывоз, всего	9,7	6,5	6,9	11,6	19,5	19,1	24,5	17,6	24,2	21,6	22,1
в том числе:
- в регионы России,
всего	4,6	4,0	4,1	4,1	4,7	4,8	5,2	4,8	5,5	5,3	6,2
в том числе по видам:
- коксующийся	1,8	1,5	1,5	1,6	1,8	1,7	1,9	1,8	2,0	1,8	2,0
- энергетический	2,6	2,5	2,6	2,5	2,9	3,1	3,3	3,0	3,5	3,5	4,2
- экспорт, всего	5,1	2,5	2,8	8,2	15,4	14,5	19,4	12,9	18,5	16,5	16,0
в том числе по видам:
- коксующийся		2,5	2,5	7,5	10,5	11,2	10,9	6,8	5,5	8,0	6,8
- энергетический		-	-	0,9	4,9	3,3	8,4	6,1	10,1	8,5	9,2

Примечание: 1 - умеренный сценарий, 2 - стратегический сценарий

В регионы РФ и на экспорт будет вывозиться более 50% от объемов добычи угля. Прогнозируемый объем поставок угля на экспорт возрастет более чем в 3 раза - с 5,1 млн. т. у.т. в 2007 г. до 16-16,5 млн. т. у.т. в 2030 г. (рисунок 14.3.1).

В умеренном сценарии экспорт угля из республики увеличится в 3,2 раза по сравнению с 2007 г. и к 2030 г. составит 16,5 млн. т., при этом доля коксующихся углей в общем объеме экспорта снизится с 89% в 2015 г. до 49% в 2030 г.

В стратегическом сценарии, экспорт угля из республики увеличится в 3,1 раза и к 2030 г. составит 16 млн. т. Доля коксующихся углей также как и в умеренном сценарии снизится - с 68% в 2015 г. до 43% в 2030 г.

Большая часть угля в республике используется как котельно-печное топливо в качестве энергетического угля. Баланс энергетического угля в Республике Саха (Якутия) представлен в таблице 14.3.2.

"Экспорт угля из республики" (рис. 14.3.1)

Таблица 14.3.2 - Баланс энергетического угля, млн. т у.т./год

	Год
	2007	2010		2015		2020		2025		2030
		1	2	1	2	1	2	1	2	1	2
Приходная часть, всего	5,5	4,3	4,5	5,9	11,5	11,0	17,0	13,7	19,4	17,4	18,8
в том числе:
- ресурсы энергетического угля из добычи и переработки	5,4	4,2	4,4	5,8	11,4	10,9	16,9	13,6	19,3	17,3	18,7
- ввоз	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
Расходная часть, всего	5,5	4,3	4,5	5,9	11,5	11,0	17,0	13,7	19,4	17,4	18,8
- потребление, всего	2,2	2,4	2,5	3,1	4,6	5,6	6,0	5,8	7,3	6,9	7,2
в том числе:
- ТЭС	1,1	1,1	1,2	1,7	3,2	4,4	4,8	4,5	6,0	5,5	5,5
		1	2	1	2	1	2	1	2	1	2
- котельные	0,7	0,9	0,9	0,9	0,9	0,7	0,7	0,8	0,7	0,8	0,7
- прочие потребители	0,4	0,4	0,4	0,5	0,5	0,5	0,5	0,6	0,6	0,6	0,7
- вывоз, всего	3,2	1,9	2,0	2,8	6,9	5,4	11,0	7,9	12,0	10,5	11,6
в том числе:
- регионы России	2,0	1,9	2,0	2,0			2,5	2,6	2,9	3,0	3,5
- экспорт	1,2	-	-	0,8	4,3	2,5	5,2	5,3	9,1	7,5	8,1

Примечание: 1 - умеренный сценарий, 2 - стратегический сценарий

В умеренном сценарии расходная часть баланса энергетического угля в Республике Саха (Якутия) за рассматриваемый период увеличится в 3,2 раза - с 5,5 млн. т. у.т. в 2007 г. до 17,4 млн. т. у.т. в 2030 г. Внутреннее потребление энергетического угля возрастет в 3,1 раза - с 2,2 млн. т. у.т. в 2007 г. до 6,9 млн. т. у.т. в 2030 г, вывоз энергетического угля увеличится в 3,3 раза - с 3,2 млн. т. у.т. до 10,5 млн. т. у.т., в том числе на экспорт - в 6,3 раза с 1,2 млн. т. у.т. до 7,5 млн. т. у.т.

В стратегическом сценарии расходная часть баланса энергетического угля увеличится в 3,4 раза - до 18,8 млн. т. у.т. в 2030 г. Внутреннее потребление энергетического угля возрастет в 3,3 раза - до 7,2 млн. т. у.т., вывоз энергетического угля увеличится в 3,6 раза - до 11,6 млн. т. у.т., в том числе на экспорт - в 6,8 раза до 8,1 млн. т. у.т.

14.4 Балансы углеводородов

(1) Баланс нефти и нефтепродуктов

Баланс нефти и газового конденсата в республике как для умеренного, так и стратегического сценариев развития нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, характеризуется, с одной стороны, снижением потребления сырой нефти и конденсата в котельных, с другой, - значительным ростом объемов переработки и увеличением поставок за пределы республики (таблицы 14.4.1, 14.4.2).

Таблица 14.4.1 - Баланс нефти и газового конденсата, тыс. т./год (умеренный сценарий)

Статья баланса	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Приходная часть, всего	771	3460	8256	11304	11470	11726
в том числе:
добыча, всего	771	3460	8256	11304	11470	11726
в том числе:
нефть	687	3379	8170	11210	11300	11500
газовый конденсат	84	81	86	94	170	226
Расходная часть, всего	771	3460	8256	11304	11470	11726
в том числе:
внутреннее потребление	346	352	304	1317	1259	1306
в том числе:
котельные	346	352	276	261	202	200
переработка нефти и конденсата			28	1056	1057	1106
в том числе:
Ленский НПЗ				1000	1000	1000
УПК п. Кысыл-Сыр			28	56	57	106
поставки за пределы республики	425	3108	7952	9987	10211	10420

Значительные поставки нефти за пределы республики предусмотрены после ввода нефтепроводной системы ВСТО с объемами в 10,4 млн. т. в 2030 г. в умеренном сценарии и 14,4 млн. т. - в стратегическом.

Внутреннее потребление нефти в умеренном сценарии в период с 2008 г. по 2030 г. увеличится в 3,7 раза и к концу рассматриваемого периода составит 1306 млн. м3, или 11% от объема добычи. Поставка нефти за пределы республики в структуре баланса в 2030 г. достигнут 89%.

Таблица 14.4.2 - Баланс нефти и газового конденсата, тыс. т./год (стратегический сценарий)

Статья баланса	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Приходная часть, всего, в том числе:	771	5413	9736	13827	15570	15702
добыча, всего, в том числе:	771	5413	9736	13827	15570	15702
нефть	687	5332	9650	13700	15210	15248
газовый конденсат	84	81	86	127	360	454
Расходная часть, всего, в том числе:	771	5413	9736	13827	15570	15702
внутреннее потребление, в том числе:	346	352	331	1363	1303	1303
котельные	346	352	275	258	195	191
переработка нефти и конденсата			57	1105	1107	1112
в том числе:
Ленский НПЗ				1000	1000	1000
УПК п. Кысыл-Сыр			57	105	107	112
поставки за пределы республики	425	5061	9405	12464	14267	14399

В отличие от умеренного сценария, в стратегическом предусмотрено более интенсивное снижение потребления нефти в котельных. Потребление газового конденсата котельными в перспективе до 2030 г. практически не изменится и составит 45-46 тыс. т./год как в умеренном, так и стратегическом сценариях.

Переработка нефти для обоих сценариев одинакова и предусмотрена с 2016 г. В стратегическом сценарии доля поставок нефти за пределы республики от объема добычи в 2030 г. составит около 92%, а 8% нефти потребляется собственными потребителями.

В балансе светлых нефтепродуктов показаны объемы производства бензина, керосина и дизельного топлива с учетом переработки нефти, природного газа и газового конденсата на предприятиях республики. Начиная с 2015 г. в умеренном сценарии предусмотрена переработка газового конденсата в п. Кысыл-Сыр с получением 27 тыс. т. светлых нефтепродуктов (бензина и дизельного топлива) и увеличением объемов производства до 102 тыс. т. к 2030 г. (таблица 14.4.3). Запланированный ввод нефтеперерабатывающего завода в г. Ленске позволит к 2020 г. производить на предприятиях республики до 164 тыс. т. бензина, 130 тыс. т. керосина и 512 тыс. т. дизельного топлива. В 2030 г. объем производства светлых нефтепродуктов увеличится за счет ввода мощностей по переработке природного газа (завод синтетических моторных топлив - ЗСМТ) и достигнет уровня 1255 тыс. т., в том числе бензина 345 тыс. т., керосина - 211 и дизельного топлива 699 тыс. т.

Таблица 14.4.3 - Баланс светлых нефтепродуктов, тыс. т./год (умеренный сценарий)

Статья баланса	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Приходная часть, всего, в том числе:	878	920	1045	1205	1366	1640
производство, всего, в том числе:			27	806	809	1255
бензин, в том числе:			23	164	166	345
Ленский НПЗ				119	119	119
УПК п. Кысыл-Сыр			23	45	47	86
Якутский завод синтетических моторных топлив						140
керосин, в том числе:				130	130	211
Ленский НПЗ				130	130	130
Якутский завод синтетических моторных топлив						81
дизельное топливо, в том числе:			4	512	513	699
Ленский НПЗ				504	504	504
УПК п. Кысыл-Сыр			4	8	9	16
Якутский завод синтетических моторных топлив						179
поставки из других регионов, всего	878	920	1018	399	557	385
в том числе:
бензин	144	146	132	11	34
керосин	129	137	154	50	70	9
дизельное топливо	605	637	732	338	453	376
Расходная часть, всего, в том числе:	878	920	1045	1205	1366	1640
внутреннее потребление, в том числе:	878	920	1045	1205	1366	1545
бензин	144	146	155	175	200	250
керосин	129	137	154	180	200	220
дизельное топливо	605	637	736	850	966	1075
вывоз в другие регионы, в том числе:						95
бензин						95

При этом в перспективе для обеспечения внутреннего спроса республики в светлых нефтепродуктах необходимо осуществлять их ввоз из других регионов. В период до 2015 г. необходимо осуществлять поставки всех видов светлых нефтепродуктов: в 2010 г. в количестве 920 тыс. т., в 2015 г. - 1018 тыс. т., преимущественно дизельного топлива (732 тыс. т./год). После ввода Ленского НПЗ (с 2016 г.) поставки моторного топлива снизятся и к 2030 г. появятся избытки бензина в количестве 95 тыс. т., который можно вывозить в соседние регионы: продукция нефтеперерабатывающего завода к 2030 г. на 95% покроет спрос на керосин и на 65% - на дизельное топливо. Стратегический сценарий развития, в отличие от умеренного, предусматривает несколько ускоренный ввод мощностей по переработке природного газа в Центральном энергорайоне с производством синтетических моторных топлив, в том числе бензина, керосина и дизельного топлива (таблица 14.4.4). Данный завод, наряду с НПЗ в г. Ленске, к 2030 г. позволит почти на 75% покрыть потребность республики в керосине, на 50% в дизельном топливе и осуществлять поставки бензина в соседние регионы в объеме 50 тыс. т./год. Наибольший вывоз бензина возможен в 2020 г. в количестве 144 тыс. т./год непосредственно после ввода НПЗ.

Таблица 14.4.4 - Баланс светлых нефтепродуктов, тыс. т./год (стратегический сценарий)

Статья баланса	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Приходная часть, всего, в том числе:	878	1013	1326	1680	1851	1989
производство, всего, в том числе:			55	1254	1256	1261
бензин, всего, в том числе:			46	344	346	350
Ленский НПЗ				119	119	119
УПК п. Кысыл-Сыр			46	85	87	91
Якутский завод синтетических моторных топлив				140	140	140
керосин, всего, в том числе:				211	211	211
Ленский НПЗ				130	130	130
Якутский завод синтетических моторных топлив				81	81	81
дизельное топливо, всего, в том числе:			9	699	699	700
в том числе:
Ленский НПЗ				504	504	504
УПК п. Кысыл-Сыр			9	16	16	17
Якутский завод синтетических моторных топлив				179	179	179
поставки из других регионов, всего	878	1013	1271	426	595	728
бензин	144	150	124
керосин	129	152	200	19	39	69
дизельное топливо	605	711	947	407	556	659
Расходная часть, всего, в том числе:	878	1013	1326	1680	1851	1989
внутреннее потребление, всего, в том числе:	878	1013	1326	1536	1755	1939
бензин	144	150	170	200	250	300
керосин	129	152	200	230	250	280
дизельное топливо	605	711	956	1106	1255	1359
вывоз в другие регионы, всего, в том числе:				144	96	50
бензин				144	96	50

(2) Баланс природного газа

Наряду с ростом добычи природного газа, увеличивается и количество попутных газов нефтяных месторождений и к 2030 г. суммарный объем газа в умеренном сценарии составит около 17 млрд. м. (таблица 14.4.5). В период с 2008 г. по 2030 г. внутреннее потребление газа в республике увеличится в 3,6 раза. В настоящее время основными потребителями природного газа в республике являются электростанции, доля которых в суммарном потреблении составляет 44%, котельные потребляют около 29% и промышленные предприятия - около 12%. Однако структура потребления газа к 2030 г. существенно изменится и доля электростанций снизится до 34%, котельных - 11%, а основным потребителем природного газа станет газопереработка и газохимия, доля которых в суммарном потреблении составит 38%.

Таблица 14.4.5 - Баланс природного газа, млн. м3/год (умеренный сценарий)

Статья баланса	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Приходная часть, всего	1830	2056	2637	6893	10460	17078
в том числе:
добыча, всего	1830	2056	2637	6893	10460	17078
в том числе:
природный газ	1775	1789	2093	6017	9587	16336
попутный газ	55	267	544	876	873	742
Расходная часть, всего	1830	2056	2637	6893	10460	17078
в том числе:
внутреннее потребление	1830	2056	2637	3026	3312	6597
в том числе:
ТЭС	799	853	987	1078	1202	2254
котельные	523	494	566	691	726	734
промышленные предприятия	230	230	330	350	360	375
население	163	165	180	185	195	206
переработка и газохимия	5	10	15	515	515	2515
технологические нужды и потери	55	62	79	207	314	513
закачка в пласт*	55	242	480
поставки за пределы республики				3867	7148	10481

Примечание: * - с учетом сжигания на факеле месторождений

Поставка природного газа за пределы республики предусмотрена после создания сооружения (в период с 2016-2020 гг.) магистрального газопровода в едином коридоре с нефтепроводом Восточная Сибирь - Тихий океан. В суммарной добыче природного газа доля поставок в 2030 г. составит 61% или 10,5 млрд. м3.

Закачка природного газа в пласт диктуется решением Правительства РФ об утилизации нефтяных попутных газов не менее 95% от всего количества попутных газов. В Республике Саха (Якутия) часть газа используется на производство электроэнергии для нужд промысла, а оставшаяся часть закачивается в пласт. После строительства газопроводной системы закачка в пласт будет прекращена.

Стратегический сценарий развития газодобычи и газопереработки в Республике Саха (Якутия) в отличие от умеренного, характеризуется ростом внутреннего потребления к 2030 г. примерно в 5 раз к уровню 2008 г. (таблица 14.4.6). В структуре газопотребления в 2030 г. основными потребителями являются электростанции, газоперерабатывающие заводы и газохимия, доля которых составит 38% и 36%, соответственно. Доля всех оставшихся потребителей с учетом технологических нужд и потерь не превысит 26% от всей суммы внутреннего потребления природного газа.

Поставки природного газа за пределы республики в стратегическом сценарии, также как и в умеренном сценарии, предусмотрены после 2016 г. и в структуре потребления природного газа к 2030 г. составят около 72% или 21,9 млрд. м3.

Таблица 14.4.6 - Баланс природного газа, млн. м3/год (стратегический сценарий)

Статья баланса	Год
	2008	2010	2015	2020	2025	2030
Приходная часть, всего, в том числе:	1830	2211	3485	17345	23549	30668
добыча, всего, в том числе:	1830	2211	3485	17345	23549	30668
природный газ	1775	1789	2737	16280	22364	29479
попутный газ	55	422	748	1065	1185	1189
Расходная часть, всего, в том числе:	1830	2211	3485	17345	23549	30668
внутреннее потребление, в том числе:	1830	2211	3485	6516	7626	8738
ТЭС	799	904	1162	2255	2823	3358
котельные	523	494	566	691	726	734
промышленные предприятия	230	230	330	350	360	375
население	163	165	180	185	195	206
переработка и газохимия	5	10	515	2515	2815	3145
технологические нужды и потери	55	67	105	520	707	920
закачка в пласт*	55	341	627
поставки за пределы республики				10829	15923	21930

Примечание: * - с учетом сжигания на факеле месторождений

15 Топливно-энергетические балансы Республики Саха (Якутия)

15.1 Внутренние и внешние условия формирования топливно-энергетических балансов

Топливно-энергетические балансы необходимо рассматривать как важнейший инструмент индикативного планирования и реализации стратегии развития ТЭК Республики Саха (Якутия).

Топливно-энергетические балансы составлены, исходя из следующих принципов:

- обеспечение внутренней потребности республики в топливно-энергетических ресурсах с минимальными затратами на энергоснабжение потребителей (таблица 15.1.1);

- устранение дефицита топливно-энергетических ресурсов в соседних с республикой субъектов РФ и обеспечение обязательных экспортных поставок по долгосрочным контрактам (таблица 15.1.2);

- обеспечение необходимых по технико-экономическим условиям поставок топливно-энергетических ресурсов в республику из других субъектов РФ (таблица 5.3);

- повышение эффективности использования энергоресурсов;

- минимизация вредного воздействия на окружающую среду от функционирования предприятий ТЭК.

Таблица 15.1.1 - Потребление топливно-энергетических ресурсов

Показатель	Год
	2007	2010		2015		2020		2025		2030
		1	2	1	2	1	2	1	2	1	2
Электроэнергия, млрд. кВт. ч.	6,7	7,2	7,6	10,9	12,3	14,7	22,7	17,4	25,5	23,0	28,2
Теплоэнергия*, млн. Гкал	15,3	15,9	16,0	17,2	18,0	18,8	19,8	19,8	20,9	20,7	21,6
Котельно-печное топливо, млн. т. у.т.	4,9	5,3	5,4	6,2	8,6	9,6	13,8	9,9	16,1	14,7	17,0
Моторное топливо, млн. т. у.т.	0,6	0,8	0,9	0,9	1,2	1,1	1,4	1,3	1,7	1,4	1,8

Примечание: 1 - Умеренный сценарий, 2 - Стратегический сценарий; * потребление тепла указано в централизованном секторе

Таблица 15.1.2 - Поставки топливно-энергетических ресурсов за пределы республики

Показатель	Год
	2007	2010		2015		2020		2025		2030
		1	2	1	2	1	2	1	2	1	2
Электроэнергия, всего,	0,8	0,9	1,0	0,3	5,0	12,7	10,2	14,7	17,5	16,8	15,9
млрд. кВт. ч.
в том числе экспорт	-	-	-	-	3,6	7,2	7,2	7,2	10,8	10,8	10,8
Нефть, млн. т.	0,08	3,1	5,1	8,0	9,4	10,0	12,5	10,2	14,3	10,4	14,4
Природный газ, млрд. м3	-	-	-	-	-	3,9	10,8	7,1	15,9	10,5	21,9
Уголь, млн. т., всего	9,7	6,5	6,9	11,6	19,5	19,1	24,5	17,6	24,2	21,6	22,1
в том числе экспорт	5,1	2,5	2,8	7,5	14,8	14,3	19,3	12,8	18,7	16,3	15,9
Нефтепродукты, тыс. т.							144	-	96	95	50

Примечание: 1 - Умеренный сценарий, 2 - Стратегический сценарий

Таблица 15.1.3 - Поставки топливно-энергетических ресурсов в республику

Показатель	Год
	2007	2010		2015		2020		2025		2030
		1	2	1	2	1	2	1	2	1	2
Электроэнергия, млн. кВт. ч.	144	143	143	133	133	135	135	137	137	139	139
Уголь, млн. т.	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
Нефтепродукты, млн. т.	0,8	0,9	1,0	1,0	1,3	0,4	0,4	0,6	0,6	0,4	0,7

Примечание: 1 - Умеренный сценарий, 2 - Стратегический сценарий

Для реализации этих принципов при разработке региональных топливно-энергетических балансов были использованы существующие методические подходы и система экономико-математических моделей, позволяющие оптимизировать структуру ТЭБ28.

15.2 Баланс первичных топливно-энергетических ресурсов

Балансы первичных топливно-энергетических ресурсов Республики Саха (Якутия) на период до 2030 г. для двух сценариев развития ТЭК приведены в таблицах 15.2.1-15.2.2.

Таблица 15.2.1 - Баланс первичных топливно-энергетических ресурсов, млн. т у.т./год (умеренный сценарий)

Статья баланса	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Добыча (производство) ТЭР, всего	12,2	15,8	29,0	50,0	57,3	71,2
в том числе:
нефть и газовый конденсат	0,4	4,9	11,8	16,2	16,4	16,8
природный газ	1,7	2,5	3,2	8,3	12,6	20,5
уголь	9,7	7,9	13,4	24,2	26,4	32,0
гидроэнергия	0,4	0,4	0,5	1,3	1,8	1,8
атомная энергия			0,02	0,05	0,07	0,07
прочие	0,04	0,04	0,03	0,03	0,02	0,02
Внутреннее потребление, всего	6,1	6,9	8,0	12,2	15,0	19,8
в том числе:
нефть и нефтепродукты	1,6	1,9	1,9	2,5	2,6	2,4
природный газ	1,7	2,1	2,5	3,4	3,6	7,3
уголь	2,3	2,4	3,1	5,6	7,8	8,9
гидроэнергия	0,4	0,4	0,5	0,7	0,9	1,1
атомная энергия			0,02	0,05	0,07	0,07
прочие	0,04	0,04	0,03	0,03	0,02	0,02
Дефицит (-), избыток (+)	6,2	8,9	21,0	37,2	41,4	50,7
в том числе:
нефть и нефтепродукты	-1,2	3,0	9,9	13,7	13,8	14,3
природный газ	0,0	0,4	0,7	4,9	9,0	13,2
уголь	7,3	5,5	10,4	18,6	18,6	23,1

Добыча (производство) первичных топливно-энергетических ресурсов за период 2007-2030 гг. в умеренном сценарии увеличится в 5,8 раза - с 12,2 млн. т. у.т. до 71,2 млн. т. у.т., в стратегическом сценарии - в 7,8 раза до 96 млн. т. у.т. (таблицы 5.3, 5.4). Значительный рост производства обеспечивается, в основном, за счет увеличения добычи угля (с 9,7 млн. т. у.т. до 32 млн. т. у.т. в умеренном сценарии и до 36,8 млн. т. у.т. в стратегическом) и углеводородов (нефти и газового конденсата - с 0,4 млн. т. у.т. до 16,8 млн. т. у.т. в умеренном сценарии и до 22,5 млн. т. у.т. в стратегическом, природного газа - с 1,7 млн. т. у.т. до 20,5 млн. т. у.т. и 36,8 млн. т. у.т. соответственно).

Таблица 15.2.2 - Баланс первичных топливно-энергетических ресурсов, млн. т у.т./год (стратегический сценарий)

Статья баланса	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Добыча (производство) ТЭР, всего	12,2	19,2	41,9	74,4	88,3	96,0
в том числе:
нефть и газовый конденсат	0,4	7,7	13,9	19,8	22,3	22,5
природный газ	1,7	2,7	4,2	20,8	28,3	36,8
уголь	9,7	8,4	23,3	32,4	35,9	34,8
гидроэнергия	0,4	0,4	0,5	1,3	1,8	1,8
атомная энергия			0,04	0,07	0,07	0,07
прочие	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Внутреннее потребление, всего	6,1	7,1	10,8	18,5	22,5	24,6
в том числе:
нефть и нефтепродукты	1,6	2,0	2,3	2,6	2,7	2,9
природный газ	1,7	2,2	3,3	7,2	8,3	9,4
уголь	2,3	2,5	4,6	8,0	10,5	11,1
гидроэнергия	0,4	0,4	0,5	0,7	0,9	1,1
атомная энергия			0,04	0,07	0,07	0,07
прочие	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Дефицит (-), избыток (+)	6,2	12,1	31,2	55,3	64,9	70,6
в том числе:
нефть и нефтепродукты	-1,2	5,7	11,6	17,2	19,5	19,5
природный газ	0,0	0,5	0,9	13,6	20,0	27,4
уголь	7,3	5,9	18,7	24,5	25,4	23,7

За период 2007-2030 гг. в структуре приходной части баланса первичных энергоресурсов значительно увеличится доля природного газа - с 14,2% до 28,8% в умеренном сценарии и до 38,3% в стратегическом сценарии, также увеличится доля нефти - с 3,5% до 23,5% в умеренном сценарии и до 23,4% в стратегическом сценарии (таблицы 15.2.3-15.2.4).

Таблица 15.2.3 - Структура баланса первичных топливно-энергетических ресурсов, % (умеренный сценарий)

Статья баланса	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Добыча (производство) ТЭР, всего	100	100	100	100	100	100
в том числе:
нефть и газовый конденсат	3,5	31,4	40,7	32,3	28,6	23,5
природный газ	14,3	15,7	10,9	16,5	21,9	28,8
уголь	78,9	50,2	46,4	48,4	46,1	45,0
гидроэнергия	3,0	2,5	1,7	2,6	3,2	2,6
атомная энергия			0,1	0,1	0,1	0,1
прочие	0,3	0,2	0,1	0,05	0,03	0,02
Внутреннее потребление, всего	100	100	100	100	100	100
в том числе:
нефть и нефтепродукты	26,1	27,8	23,8	20,3	17,4	12,3
природный газ	28,8	30,7	31,1	27,8	24,0	36,9
уголь	38,4	35,1	38,1	45,9	51,9	44,9
гидроэнергия	6,1	5,8	6,3	5,4	6,0	5,5
атомная энергия			0,3	0,4	0,5	0,4
прочие	0,6	0,6	0,4	0,2	0,1	0,1

Таблица 15.2.4 - Структура баланса первичных топливно-энергетических ресурсов, % (стратегический сценарий)

Статья баланса	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Добыча (производство) ТЭР, всего	100	100	100	100	100	100
в том числе:
нефть и газовый конденсат	3,5	40,3	33,2	26,6	25,2	23,4
природный газ	14,3	13,8	10,0	28,0	32,0	38,3
уголь	78,9	43,6	55,4	43,6	40,6	36,3
гидроэнергия	3,0	2,1	1,2	1,8	2,1	1,9
атомная энергия			0,1	0,1	0,1	0,1
прочие	0,3	0,2	0,1	0,03	0,02	0,02
Внутреннее потребление, всего	100	100	100	100	100	100
в том числе:
нефть и нефтепродукты	26,1	28,7	21,5	13,9	12,2	11,9
природный газ	28,8	30,4	30,7	38,9	36,9	38,1
уголь	38,4	34,8	42,5	43,1	46,5	45,3
гидроэнергия	6,1	5,6	4,6	3,5	4,0	4,4
атомная энергия			0,4	0,4	0,3	0,3
прочие	0,6	0,5	0,3	0,1	0,1	0,1

Несмотря на значительный рост добычи угля с 2007 г. по 2030 г. (в 3,3 раза в умеренном сценарии и в 3,6 раза в стратегическом сценарии), его доля в производстве первичных энергоресурсов значительно сократится - с 78,5% до 45% в умеренном сценарии и до 36,3% в стратегическом сценарии. За этот же период доля гидроэнергии снизится с 3% до 2,6% в умеренном сценарии и до 1,9% в стратегическом сценарии.

Потребление первичных энергоресурсов в республике за рассматриваемый период (2007-2030 гг.) возрастет в умеренном сценарии в 3,3 раза - с 6,1 млн. т. у.т. до 19,8 млн. т. у.т., в стратегическом сценарии - в 4,1 раза до 24,6 млн. т. у.т. Потребление угля в обоих сценариях на протяжении всего периода останется стабильно высоким и к 2030 г. достигнет 8,9 млн. т. у.т. в умеренном сценарии и 11,1 млн. т у.т в стратегическом сценарии.

Потребление нефти и нефтепродуктов с 2007 г. по 2030 г. увеличится в 1,5 раза в умеренном сценарии и в 1,8 раза в стратегическом - с 1,6 млн. т. у.т. до 2,4 и 2,9 млн. т. у.т. соответственно. Потребление природного газа возрастет в 4,2 раза в умеренном сценарии - с 1,7 млн. т. у.т. до 7,3 млн. т. у.т. и в 5,4 раза в стратегическом сценарии - до 9,4 млн. т. у.т.

За период 2007-2030 гг. в структуре расходной части баланса первичных энергоресурсов увеличится доля угля с 37,9% до 44,9% в умеренном сценарии и до 45,3% в стратегическом сценарии и доля природного газа - с 28,4% до 36,8% в умеренном сценарии и до 38% в стратегическом сценарии (таблицы 5.5-5.6). Доля нефти и нефтепродуктов снизится с 25,8% до 12,3% в умеренном сценарии и до 11,8% в стратегическом сценарии. Кроме того, с 2007 г. по 2030 г. снизится потребление электроэнергии, выработанной на ГЭС, с 6% до 5,5% в умеренном сценарии и до 4,4% в стратегическом сценарии.

Развитие ТЭК по обоим сценариям позволит обеспечить бездефицитность балансов первичных энергоресурсов республики.

15.3 Баланс котельно-печного топлива

Большая часть первичных энергоресурсов (уголь, природный газ, и др.) используется в качестве котельно-печного топлива, баланс которого приведен в таблице 15.3.1.

Ресурсы котельно-печного топлива (из добычи и ввоза) за период 2007-2030 гг. возрастут в 6,8 раза - с 8,2 млн. т. у.т. до 56,1 млн. т. у.т., основная доля из них принадлежит природному газу и углю.

В ресурсах КПТ их добыча (производство) в 2007 г. составили 95,3% (около 7,9 млн. т у.т), доля ввоза - 4,7% (около 0,4 млн. т. у.т.). К 2030 г. доля ввозимых видов котельно-печного топлива снизится до 0,2% (0,14 млн. т. у.т.).

Основными потребителями КПТ в республике на протяжении всего рассматриваемого периода останутся тепловые электростанции (44-60%). За период 2007-2030 гг. доля котельных снизится с 39,5% до 13,5% в умеренном сценарии и до 10,8% в стратегическом сценарии. Доля конечного потребления увеличится с 16,2% до 29,9% в умеренном сценарии и до 30,9% в стратегическом сценарии, за счет внедрения крупных инвестиционных проектов в промышленности, включая газопереработку и газохимию (таблица 15.3.2).

Таблица 15.3.1 - Баланс котельно-печного топлива, млн. т у.т./год

Статья баланса	Год
	2007	2010		2015		2020		2030
		1	2	1	2	1	2	1	2
Ресурсы КПТ, всего	8,24	7,52	7,91	9,72	16,33	19,90	38,43	38,40	56,08
в том числе: газ	1,93	2,47	2,65	3,16	4,18	8,27	20,81	20,49	36,80
нефтепродукты*	0,77	0,72	0,72	0,62	0,61	0,60	0,59	0,49	0,47
уголь**	5,50	4,30	4,50	5,90	11,50	11,00	17,00	17,40	18,80
прочие виды топлива	0,04	0,04	0,04	0,03	0,03	0,03	0,03	0,02	0,02
Добыча (производство) КПТ, всего	7,85	7,19	7,58	9,38	16,00	19,74	38,28	38,26	55,94
в том числе: газ	1,93	2,47	2,65	3,16	4,18	8,27	20,81	20,49	36,80
нефтепродукты***	0,48	0,49	0,49	0,38	0,38	0,54	0,54	0,45	0,43
уголь	5,40	4,20	4,40	5,80	11,40	10,90	16,90	17,30	18,70
прочие виды топлива	0,04	0,04	0,04	0,03	0,03	0,03	0,03	0,02	0,02
Ввоз КПТ, всего	0,39	0,33	0,33	0,34	0,33	0,16	0,15	0,14	0,14
в том числе: нефтепродукты	0,29	0,23	0,23	0,24	0,23	0,06	0,05	0,04	0,04
уголь	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10
Распределение КПТ, всего	8,24	7,52	7,91	9,72	16,33	19,90	38,43	38,40	56,08
в том числе: уголь	5,50	4,30	4,50	5,90	11,50	11,00	17,00	17,40	18,80
газ	1,93	2,47	2,65	3,16	4,18	8,27	20,81	20,49	36,80
нефтепродукты	0,77	0,71	0,72	0,62	0,62	0,60	0,59	0,49	0,47
прочие виды топлива	0,04	0,04	0,04	0,03	0,03	0,03	0,03	0,02	0,02
Потребление КПТ, всего	4,88	5,29	5,42	6,19	8,54	9,59	13,78	14,69	17,01
в том числе: уголь	2,33	2,43	2,50	3,04	4,58	5,58	5,97	6,89	7,15
газ	1,75	2,10	2,16	2,49	3,30	3,38	7,19	7,30	9,38
нефтепродукты	0,77	0,71	0,72	0,62	0,62	0,60	0,59	0,49	0,47
прочие виды топлива	0,04	0,04	0,04	0,03	0,03	0,03	0,03	0,02	0,02
а) Тепловые электростанции	2,16	2,30	2,42	3,03	4,78	5,79	7,62	8,31	9,91
в том числе: уголь	1,07	1,14	1,20	1,69	3,23	4,34	4,77	5,47	5,76
газ	0,90	1,02	1,09	1,18	1,39	1,29	2,71	2,71	4,03
нефтепродукты	0,20	0,14	0,14	0,16	0,15	0,16	0,15	0,14	0,13
прочие виды топлива
б) Котельные	1,93	1,97	1,98	1,96	1,97	1,94	1,90	1,98	1,84
в том числе: уголь	0,84	0,88	0,88	0,89	0,90	0,74	0,70	0,82	0,69
газ	0,59	0,59	0,59	0,68	0,68	0,83	0,83	0,88	0,88
нефтепродукты	0,48	0,49	0,49	0,38	0,38	0,36	0,36	0,28	0,27
прочие виды топлива	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,01	0,01
в) Конечное потребление	0,79	1,01	1,01	1,18	1,78	1,86	4,26	4,40	5,26
в том числе: уголь	0,42	0,42	0,42	0,45	0,45	0,50	0,50	0,60	0,70
газ	0,26	0,49	0,49	0,63	1,23	1,26	3,66	3,72	4,47
нефтепродукты	0,09	0,09	0,09	0,09	0,09	0,08	0,08	0,07	0,07
прочие виды топлива	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02
Вывоз и потери КПТ, всего	3,36	2,23	2,49	3,51	7,79	10,31	24,65	23,70	39,07
в том числе: газ***	0,19	0,36	0,49	0,67	0,88	4,89	13,62	13,19	27,42
уголь	3,17	1,87	2,00	2,84	6,92	5,42	11,03	10,51	11,65

Примечание: 1 - умеренный сценарий, 2 - стратегический сценарий.

* Включая дизельное топливо, потребляемое на ДЭС и нефть, потребляемую в котельных; **ресурсы и добыча энергетического угля (без коксующегося); ***показана добыча (производство) нефти и нефтепродуктов, используемых как котельно-печное топливо.

Таблица 15.3.2 - Структура потребителей котельно-печного топлива, %

Потребитель	Год
	2007	2010		2015		2020		2030
		1	2	1	2	1	2	1	2
Потребление, всего	100	100	100	100	100	100	100	100	100
в том числе:
ТЭС*	44,3	43,3	44,5	48,7	56,0	60,4	55,3	56,6	58,3
котельные	39,5	37,4	36,7	32,2	23,1	20,2	13,8	13,5	10,8
конечное потребление	16,2	19,3	18,8	19,1	20,9	19,4	30,9	29,9	30,9

Примечание: 1 - умеренный сценарий, 2 - стратегический сценарий; * включая ДЭС и мини-ТЭЦ

В обоих сценариях развития ТЭК за период 2007-2030 гг. улучшится структура потребления котельно-печного топлива: увеличится доля природного газа с 35,8% до 49,6% в умеренном сценарии и до 55,1% в стратегическом сценарии. При этом снизится доля потребления нефтепродуктов и прочих видов топлива - с 16,5% до 3,4% в умеренном сценарии и до 2,8% в стратегическом сценарии и доля угля - с 47,7% до 47% в умеренном сценарии и до 42,1% в стратегическом сценарии (рисунок 15.3.1).

"Структура потребления котельно-печного топлива, %" (рис. 15.3.1)

Снижение доли прочих видов топлива и угля в расходной части баланса котельно-печного топлива будет способствовать улучшению экологической ситуации в республике.

15.4 Сводные топливно-энергетические балансы

Общее представление о развитии ТЭК дают сводные топливно-энергетические балансы, рассчитанные в соответствии с методическими рекомендациями Евростата.

Сводные топливно-энергетические балансы республики Саха (Якутия) для 2010 г., 2015 г., 2020 г., 2030 г. приведены в таблицах 15.4.1-15.4.8.

Таблица 15.4.1 - Топливно-энергетический баланс 2010 г., тыс. т у.т./год (умеренный сценарий)

Статья баланса	Уголь	Дрова и прочие виды топлива	Нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Продукты ГПЗ	ГЭС, ВЭС и АТЭЦ	Электроэнергия*	Теплоэнергия*	Сумма
Производство энергоресурсов	7910	38	4948		2467		401	-	-	15764
Ввоз	100	-		1334			-	18	-	1452
Вывоз	-5377	-	-4434				-	-118	-	-9929
Всего энергоресурсов	2633	38	513	1334	2467	-	401	-100	-	7286
Трансформация и энергетический сектор	-2213	-18	-503	-28	-2101	14	-401	682	2012	-2557
Производство электроэнергии на ГЭС, ВЭС и АТЭЦ							-401	401
Производство электро-, теплоэнергии на ТЭС и ДЭС	-1138			-133	-1024			573	658	-1064
Производство теплоэнергии на котельных	-875	-18	-503		-593				1499	-490
Производство теплоэнергии на электрокотельных и прочих теплоисточниках								-117	111	-6
Нефтепереработка
Газопереработка				105	-119	14
Собственные нужды и потери	-200				-365			-175	-257	-997
Конечное потребление, всего	420	20	10	1306	367	14		582	2012	4730

Примечание - * электроэнергия переводится по калорийному эквиваленту - 1 млрд. кВт*ч. = 0,123 млн. т. у.т.; тепловая энергия - 1 млн. Гкал = 0,143 млн. т у.т

Таблица 15.4.2 - Топливно-энергетический баланс 2010 г., тыс. т у.т./год (стратегический сценарий)

Статья баланса	Уголь	Дрова и прочие виды топлива	Нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Продукты ГПЗ и ГХК	ГЭС, ВЭС и АТЭЦ	Электроэнергия*	Теплоэнергия*	Сумма
Производство энергоресурсов	8385	38	7741		2653		401	-	-	19217
Ввоз	100	-		1469			-	18	-	1586
Вывоз	-5743	-	-7227				-	-118	-	-13088
Всего энергоресурсов	2742	38	513	1469	2653	-	401	-100	-	7715
Трансформация и энергетический сектор	-2321	-18	-503	-27	-2286	14	-401	735	2025	-2783
Производство электроэнергии на ГЭС, ВЭС и АТЭЦ							-401	401
Производство электро-, теплоэнергии на ТЭС и ДЭС	-1198			-133	-1085			629	658	-1129
Производство теплоэнергии на котельных	-883	-18	-503		-593				1513	-484
Производство теплоэнергии на электрокотельных и прочих теплоисточниках								-117	111	-6
Нефтепереработка
Газопереработка				106	-120	14
Собственные нужды и потери	-240				-488			-178	-257	-1164
Конечное потребление, всего	420	20	10	1442	367	14		634	2025	4932

Таблица 15.4.3 - Топливно-энергетический баланс 2015 г., тыс. т у.т./год (умеренный сценарий)

Статья баланса	Уголь	Дрова и прочие виды топлива	Нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Продукты ГПЗ и ГХК	ГЭС, ВЭС и АТЭЦ	Электроэнергия*	Теплоэнергия*	Сумма
Производство энергоресурсов	13447	34	11806		3164		522	-	-	28974
Ввоз	100	-		1504			-	16	-	1620
Вывоз	-10222	-	-11375				-	-34	-	-21631
Всего энергоресурсов	3325	34	431	1504	3164	-	522	-17	-	8963
Трансформация и энергетический сектор	-2875	-15	-423	17	-2549	16	-522	980	2228	-3143
Производство электроэнергии на ГЭС, ВЭС и АТЭЦ							-522	516	6
Производство электро-, теплоэнергии на ТЭС и ДЭС	-1709			-129	-1184			844	829	-1349
Производство теплоэнергии на котельных	-886	-15	-383		-679				1516	-447
Производство теплоэнергии на электрокотельных и прочих теплоисточниках								-117	111	-6
Нефтепереработка			-40	40
Газопереработка				106	-122	16
Собственные нужды и потери	-280				-564			-263	-229	-1336
Конечное потребление, всего	450	19	8	1415	615	16		963	2228	5714

Таблица 15.4.4 - Топливно-энергетический баланс 2015 г., тыс. т у.т./год (стратегический сценарий)

Статья баланса	Уголь	Дрова и прочие виды топлива	Нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Продукты ГПЗ и ГХК	ГЭС, ВЭС и АТЭЦ	Электроэнергия*	Теплоэнергия*	Сумма
Производство энергоресурсов	23255	34	13922		4182		545	-	-	41939
Ввоз	100	-		1570		-386	-	16	-	1300
Вывоз	-17432	-	-13439				-	-615	-	-31486
Всего энергоресурсов	5923	34	484	1570	4182	-386	545	-599	-	11754
Трансформация и энергетический сектор	-5473	-15	-476	165	-3571	402	-545	1698	2306	-5509
Производство электроэнергии на ГЭС, ВЭС и АТЭЦ							-545	520	26
Производство электро-, теплоэнергии на ТЭС и ДЭС	-3256			-129	-1394			1596	951	-2232
Производство теплоэнергии на котельных	-897	-15	-393		-679				1487	-497
Производство теплоэнергии на электрокотельных и прочих теплоисточниках								-117	111	-6
Нефтепереработка			-83	78						-5
Газопереработка				216	-618	402
Собственные нужды и потери	-1320				-880			-300	-243	-2743
Конечное потребление, всего	450	19	8	1735	611	16		1099	2306	6245

Таблица 15.4.5 - Топливно-энергетический баланс 2020 г., тыс. т у.т./год (умеренный сценарий)

Статья баланса	Уголь	Дрова и прочие виды топлива	Нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Продукты ГПЗ и ГХК	ГЭС, ВЭС и АТЭЦ	Электроэнергия*	Теплоэнергия*	Сумма
Производство энергоресурсов	24205	26	16165		8272		1361	-	-	50028
Ввоз	100	-		577			-	22	-	699
Вывоз	-17101	-	-14255		-4640	-372	-	-1559	-	-37992
Всего энергоресурсов	7204	26	1910	577	3632	-372	1361	-1537	-	12734
Трансформация и энергетический сектор	-6704	-8	-1904	1048	-2989	402	-1361	2869	2431	-6131
Производство электроэнергии на ГЭС, ВЭС и АТЭЦ							-1361	1352	9
Производство электро-, теплоэнергии на ТЭС и ДЭС	-4362			-122	-1294			2002	1058	-2717
Производство теплоэнергии на котельных	-742	-8	-373		-829				1487	-465
Производство теплоэнергии на электрокотельных и прочих теплоисточниках								-135	129	-6
Нефтепереработка			-1531	1170						-361
Газопереработка				216	-618	402
Собственные нужды и потери	-1600				-248			-350	-243	-2442
Конечное потребление, всего	500	18	5	1625	642	30		1332	2431	6603

Таблица 15.4.6 - Топливно-энергетический баланс 2020 г., тыс. т у.т./год (стратегический сценарий)

Статья баланса	Уголь	Дрова и прочие виды топлива	Нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Продукты ГПЗ и ГХК	ГЭС, ВЭС и АТЭЦ	Электроэнергия*	Теплоэнергия*	Сумма
Производство энергоресурсов	32431	26	19773		20814		1384	-	-	74428
Ввоз	100	-		618			-	22	-	739
Вывоз	-22054	-	-17796	-209	-12995	-2772	-	-1256	-	-57146
Всего энергоресурсов	10477	26	1977	409	7819	-2772	1384	-1234	-	18021
Трансформация и энергетический сектор	-7977	-8	-1971	1480	-7177	2802	-1384	3388	2545	-8216
Производство электроэнергии на ГЭС, ВЭС и АТЭЦ							-1384	1355	29
Производство электро-, теплоэнергии на ТЭС и ДЭС	-4796			-122	-2706			2675	1230	-3719
Производство теплоэнергии на котельных	-701	-8	-369		-829				1444	-462
Производство теплоэнергии на электрокотельных и прочих теплоисточниках								-135	129	-6
Нефтепереработка			-1602	1602						0
Газопереработка				216	-3018	2802
Собственные нужды и потери	-2480				-624			-507	-257	-3868
Конечное потребление, всего	2500	18	5	1889	642	30		2155	2545	9804

Таблица 15.4.7 - Топливно-энергетический баланс 2030 г., тыс. т у.т./год (умеренный сценарий)

Статья баланса	Уголь	Дрова и прочие виды топлива	Нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Продукты ГПЗ и ГХК	ГЭС, ВЭС и АТЭЦ	Электроэнергия*	Теплоэнергия*	Сумма
Производство энергоресурсов	32036	15	16768		20494		1890	-	-	71203
Ввоз	100	-		421			-	33	-	553
Вывоз	-20340	-	-14880	-138	-12577	-2767	-	-2062	-	-52817
Всего энергоресурсов	11796	15	1888	283	7916	-2767	1890	-2030	-	18939
Трансформация и энергетический сектор	-9196		-1888	1490	-7219	2802	-1890	4333	2686	-8797
Производство электроэнергии на ГЭС, ВЭС и АТЭЦ							-1890	1860	31
Производство электро-, теплоэнергии на ТЭС и ДЭС	-5492			-114	-2705			3018	1234	-4059
Производство теплоэнергии на котельных	-824		-285		-881				1559	-430
Производство теплоэнергии на электрокотельных и прочих теплоисточниках								-143	136	-7
Нефтепереработка			-1604	1604						0
Газопереработка				216	-3018	2802
Собственные нужды и потери	-2880				-614			-401	-243	-4139
Конечное потребление, всего	2600	15		1773	698	35		2304	2686	10142

Таблица 15.4.8 - Топливно-энергетический баланс 2030 г., тыс. т у.т./год (стратегический сценарий)

Статья баланса	Уголь	Дрова и прочие виды топлива	Нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Сжиженный газ	ГЭС, ВЭС и АТЭЦ	Электроэнергия*	Теплоэнергия*	Сумма
Производство энергоресурсов	34804	15	22454		36802		1890	-	-	95965
Ввоз	100	-		1056			-	33	-	1188
Вывоз	-22730	-	-20568	-80	-26315	-3511	-	-1959	-	-75215
Всего энергоресурсов	12174	15	1886	976	10487	-3511	1890	-1926	-	21938
Трансформация и энергетический сектор	-9474		-1886	1498	-9788	3546	-1890	4825	2817	-10266
Производство электроэнергии на ГЭС, ВЭС и АТЭЦ							-1890	1860	31
Производство электро-, теплоэнергии на ТЭС и ДЭС	-5783			-114	-4029			3555	1480	-4891
Производство теплоэнергии на котельных	-691		-273		-881				1444	-401
Производство теплоэнергии на электрокотельных и прочих теплоисточниках								-143	136	-7
Нефтепереработка			-1612	1612
Газопереработка				228	-3774	3546
Собственные нужды и потери	-3000				-1104			-447	-243	-4794
Конечное потребление, всего	2700	15		2474	698	35		2899	2817	11670

(1) Умеренный сценарий

Суммарный объем энергетических ресурсов в республике, с учетом их ввоза и вывоза, в 2010 г. составит 7,3 млн. т. у.т., в 2015 г. - 8,9 млн. т. у.т., в 2020 г. - 12,7 млн. т. у.т., в 2030 г. - 18,9 млн. т. у.т. (таблицы 15.4.1, 15.4.3, 15.4.5, 15.4.7).

Ввоз ТЭР в республику составит: в 2010 г. - около 1,5 млн. т. у.т., в 2015 г. - 1,6 млн. т. у.т., в 2020 г. - 0,7 млн. т. у.т., в 2030 г. - 0,6 млн. т. у.т.

С ростом производства энергоресурсов в республику будет увеличиваться их вывоз, который достигнет: в 2010 г. - 9,9 млн. т. у.т., в 2015 г. - 21,6 млн. т. у.т., в 2020 г. - 38 млн. т. у.т., в 2030 г. - 52,8 млн. т. у.т. В структуре вывозимых энергоресурсов основная доля будут принадлежать углеводородам.

Расход ТЭР на переработку и преобразование в другие виды энергии в 2010 г. составит 6,8 млн. т. у.т., в 2015 г. - 8,2 млн. т. у.т., в 2020 г. - 11,7 млн. т. у.т., в 2030 г. - 19 млн. т. у.т.

Расход топлива и энергии на собственные нужды электростанций, потери и технологические нужды в 2010 г. достигнет 1 млн. т. у.т., в 2015 г. - 1,4 млн. т. у.т., в 2020 г. - 2,4 млн. т. у.т., в 2030 г. - 4,1 млн. т. у.т.

Конечное потребление энергоресурсов в отраслях хозяйственного комплекса в 2010 г. составит 4,7 млн. т. у.т., в 2015 г. - 5,7 млн. т. у.т., в 2020 г. - 6,6 млн. т. у.т., в 2030 г. - 10,1 млн. т. у.т.

В структуре конечного потребления (рисунок 15.4.1) увеличатся доли качественных высокотехнологических ресурсов: электроэнергии, природного газа и коксующегося угля, которые вытеснят дорогие нефтепродукты и тепловую энергию.

"Структура конечного потребления топливно-энергетических ресурсов, %" (рис. 15.4.1)

Доля тепловой энергии в 2030 г. снизится по сравнению с 2007 г. с 45% до 26%, при этом увеличатся доли электроэнергии (с 13% до 23%), угля (с 10% до 26%) и природного газа (с 3% до 7%). Значительное увеличение доли угля в 2030 г. произойдет за счет роста потребления в республике коксующегося угля - до 2 млн. т. у.т., доля которого в 2030 г. составит 20%.

(2) Стратегический сценарий

Суммарный объем энергетических ресурсов в 2010 г. достигнет: 7,7 млн. т. у.т., в 2015 г. - 11,8 млн. т. у.т., в 2020 г. - 18 млн. т. у.т., в 2030 г. - 21,9 млн. т. у.т. (таблицы 15.4.2, 15.4.4, 15.4.6, 15.4.8).

Ввоз ТЭР в республику составит: в 2010 г. - 1,5 млн. т. у.т., в 2015 г. - 1,6 млн. т. у.т., в 2020 г. - 0,7 млн. т. у.т., в 2030 г. - 1,2 млн. т. у.т.

Вывоз топливно-энергетических ресурсов из республики в 2010 г. оценивается в 13,1 млн. т. у.т., в 2015 г. - 31,5 млн. т. у.т., в 2020 г. - 57,1 млн. т. у.т., в 2030 г. - 75,2 млн. т. у.т.

Расход ТЭР на переработку и преобразование в другие виды энергии в 2010 г. составит 7,2 млн. т. у.т., в 2015 г. - 10,9 млн. т. у.т., в 2020 г. - 18,2 млн. т. у.т., в 2030 г. - 22,5 млн. т. у.т.

Расход топлива и энергии на собственные нужды и потери увеличится из-за роста производства электроэнергии и других видов энергоресурсов, в 2010 г. он оценивается в 1,2 млн. т. у.т., в 2015 г. - 2,7 млн. т. у.т., в 2020 г. - 3,9 млн. т. у.т., в 2030 г. - 4,8 млн. т. у.т.

Конечное потребление энергоресурсов в отраслях хозяйственного комплекса в стратегическом сценарии в 2010 г. достигнет 4,9 млн. т. у.т., в 2015 г. - 6,2 млн. т. у.т., в 2020 г. - 9,8 млн. т. у.т., в 2030 г. - 11,7 млн. т. у.т. (рисунок 15.4.1).

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Вместо "рисунок 15.4.1" имеется в виду "рисунок 15.4.2"

"Структура конечного потребления топливно-энергетических ресурсов, %" (рис. 15.4.2)

Как и в умеренном сценарии в структуре конечного потребления топливно-энергетических ресурсов увеличатся доли качественных высокотехнологических ресурсов: электроэнергии, природного газа и коксующегося угля, за счет чего снизятся доли нефтепродуктов и тепловой энергии.

Доля тепловой энергии в 2030 г. снизится по сравнению с 2007 г. с 45% до 24%, при этом увеличатся доли электроэнергии (с 13% до 25%), угля (с 10% до 23%) и природного газа (с 3% до 6%). Рост доли угля в 2020-2030 гг. обусловлен увеличением потребления коксующегося угля - 2,5-5 млн. т. Доля коксующегося угля в структуре конечного потребления в 2020 г. составит 20%, а в 2030 г. - 17%.

Анализ перспективных топливно-энергетических балансов республики показал, что реализация Стратегии позволит:

- улучшить структуру ТЭБ, за счет увеличения доли высококачественных топливно-энергетических ресурсов в конечном потреблении;

- снизить затраты в энерго-, топливоснабжение потребителей за счет сокращения завоза нефтепродуктов;

- заменить дорогостоящее дизельное топливо собственным углем и природным газом;

- повысить эффективность использования топливно-энергетических ресурсов за счет проведения энергосберегающих мероприятий и сокращения потерь.

Рост объемов добычи и производства топливно-энергетических ресурсов повысит вклад ТЭК в бюджеты всех уровней и, в первую очередь в республиканский бюджет, за счет поставок избытков топливно-энергетических ресурсов на экспорт и за пределы республики.

16 Оценка эффективности сценариев развития ТЭК

16.1 Энерго-экономическая эффективность

Энерго-экономическая эффективность оценивается по нескольким показателям:

- снижение собственных нужд и потерь электрической и тепловой энергии;

- снижение удельных расходов топлива на ТЭС и котельных;

- коэффициенты полезного использования топливно-энергетических ресурсов;

- стоимостная оценка топливно-энергетического баланса.

(1) Собственные нужды и потери электрической и тепловой энергии

Реализация мероприятий по энергосбережению, модернизация и техническое перевооружения энергетических объектов, замена и реконструкция тепловых сетей, строительство новых ЛЭП и электростанций позволит значительно снизить потери тепловой и электрической энергии. В обоих сценариях развития ТЭК эти потери значительно снижаются, достигая к 2020 г. нормативных значений.

Потери в электрических сетях и собственные нужды электростанций за период 2007-2030 гг. снизятся с 19,7% до 14,2% в умеренном сценарии и до 12,9% в стратегическом сценарии (таблица 16.1.1, рисунок 16.1.1).

Таблица 16.1.1 - Собственные нужды электростанций и потери в сетях электрической и тепловой энергии, %

Показатель	Год
	2007	2010		2015		2020		2030
		1	2	1	2	1	2	1	2
Электроэнергия*	19,7	20,2	19,6	19,8	20,0	19,5	18,3	14,2	12,9
Тепловая энергия	12,9	12,6	12,7	10,9	10,7	9,9	9,9	8,5	8,5

Примечание: 1 - умеренный сценарий, 2 - стратегический сценарий; * без выдачи в ОЭС Востока и на экспорт

"Снижение собственных нужды электростанций и потерь в сетях электрической и тепловой энергии (в % от 2007 г.)" (рис. 16.1.1)

Потери тепловой энергии в обоих сценариях снизятся с 12,9% в 2007 г. до 8,5% в 2030 г.

Экономия электрической энергии от снижения потерь в электрических сетях и собственных нужд электростанций за период 2010-2030 гг. в умеренном сценарии составит 1668 млн. кВт*ч., в стратегическом - 3468 млн. кВт*ч.

Экономия тепловой энергии от снижения потерь в сетях за этот же период составит: в умеренном сценарии 3,1 млн. Гкал, в стратегическом - 3,3 млн. Гкал.

По относительному снижению собственных нужд электростанций и потерь в электрических сетях более предпочтительным является стратегический сценарий.

(2) Удельные расходы топлива на ТЭС и котельных

Проведение мероприятий, предусмотренных в сценариях развития ТЭК республики, позволит повысить энергоэффективность тепловых электростанций и котельных за счет снижения удельных расходов топлива на отпущенную электростанциями и котельными электрическую и тепловую энергию.

Перевод на природный газ ряда энергетических объектов республики, обновление физически и морально устаревшего оборудования, применение новых энерго-, топливосберегающих технологий позволит значительно снизить удельное потребление котельно-печного топлива. Так с 2007 г. по 2030 г. расход топлива на отпуск электроэнергии снизится: в умеренном сценарии на 13,3% и составит 286 г у.т./кВт. ч., в стратегическом сценарии - на 12,3% до 289,2 г у.т./кВт. ч. (таблица 16.1.2, рисунок 16.1.2).

Таблица 16.1.2 - Динамика удельных расходов топлива на электростанциях и котельных

Удельный расход топлива	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный сценарий
Тепловые электростанции:
- на выработку электроэнергии, г у.т./кВт. ч.	329,8	327,5	306,2	284,2	283,6	286,0
- на отпуск тепловой энергии, кг. у.т./Гкал	161,0	163,8	162,5	159,2	153,0	152,0
Котельные, кг. у.т./Гкал	193,2	188,2	186,7	185,4	183,5	181,1
Стратегический сценарий
Тепловые электростанции:
- на выработку электроэнергии, г у.т./кВт. ч.	329,8	325,8	288,6	289,6	288,8	289,2
- на отпуск тепловой энергии, кг. у.т./Гкал	161,0	160,0	158,0	156,0	152,0	152,0
Котельные, кг. у.т./Гкал	193,2	188,2	186,7	185,4	183,5	181,0

Из таблицы 16.1.1 видно, что удельные расходы топлива на производство электроэнергии ТЭС в стратегическом сценарии с 2020 г. несколько выше, чем в умеренном, что связано с вводом в эксплуатацию экспортной Эльгинской ГРЭС, которая рассчитана на работу в конденсационном режиме (с большей выработкой электроэнергии).

"Снижение удельных расходов топлива на производство электрической и тепловой энергии на ТЭС и котельных (в % от 2007 г.)" (рис. 16.1.2)

Расход топлива на отпуск тепловой энергии от ТЭС в обоих сценариях снизится на 5,6% до 152 кг. у.т./Гкал. Расход топлива на отпуск тепловой энергии от котельных в обоих сценариях снизится на 6,3% и составит 181,1 кг. у.т./Гкал в умеренном сценарии и 181 кг. у.т./Гкал в стратегическом сценарии.

Снижение удельных расходов топлива на производство электрической и тепловой энергии при реализации стратегического сценария развития ТЭК за период 2010-2030 гг. позволит сэкономить 4,4 млн. т. у.т. котельно-печного топлива, в умеренном сценарии - 3,3 млн. т. у.т.

(3) Эффективность полезного использования топливно-энергетических ресурсов

Коэффициенты полезного использования топливно-энергетических ресурсов (КПИТЭр) конечного потребления (без учета первичных ТЭР, расходуемых на переработку) за период 2007-2030 гг. увеличатся: в умеренном сценарии - с 69,5% до 70,8%, в стратегическом сценарии - до 73,2% (таблица 16.1.3).

Таблица 16.1.3 - Динамика коэффициентов полезного использования ТЭР, %

Показатель	Год
	2007	2010	2015	2020	2030
Умеренный сценарий
КПИхэр конечного потребления	69,5	66,0	65,9	67,4	70,8
КПИтэр котельных	74,0	75,0	75,8	76,6	78,6
КПИхэр тепловых электростанций	54,9	54,0	55,0	52,7	51,0
КПИтэр ТЭС (без Эльгинской ГРЭС и ТЭС ГХК)	54,9	54,0	55,0	57,8	58,4
Стратегический сценарий
КПИтэр конечного потребления	69,5	65,1	64,9	70,5	73,2
КПИтэр котельных	74,0	75,1	75,7	76,6	78,6
КПИтэр тепловых электростанций	54,9	53,6	53,1	51,1	50,7
КПИтэр ТЭС (без Эльгинской ГРЭС и ТЭС ГХК)	54,9	53,6	54,5	57,6	62,8

КПИтэр котельных за период 2007-2030 гг. в обоих сценариях увеличатся с 74% до 78,6%.

КПИтэр тепловых электростанций за период 2007-2030 гг. снизятся: в умеренном сценарии - с 54,9% до 51,1%, в стратегическом сценарии - до 50,7%, что связано с ростом производства электроэнергии на ТЭС, работающих в конденсационном режиме (Нерюнгринская ГРЭС, Эльгинская ГРЭС - экспортная).

Если исключить из топливно-энергетического баланса экспортную электростанцию на эльгинском угле (необходимость которой обусловлена выполнением межгосударственных контрактов) и газовую электростанцию для газохимического комплекса, то КПИТЭр тепловых электростанций к 2030 г. значительно повысится - в умеренном сценарии до 58,4%, в стратегическом сценарии - до 62,8%.

Как видно из таблицы 16.1.3, динамика коэффициентов полезного использования топливно-энергетических ресурсов к 2030 г. в стратегическом сценарии лучше, чем умеренном.

(3) Стоимостная оценка топливно-энергетического баланса

Стоимостная оценка топливно-энергетического баланса, в целях сопоставимости результатов, выполнена в неизменных ценах 2007 г.

Во всех сценариях развития ТЭК стоимость добытых (произведенных) в республике ТЭР за период 2007-2030 гг. увеличится: в умеренном сценарии - в 7,8 раза: до 119,2 млрд. руб.; в стратегическом сценарии - в 10 раз: до 152,4 млрд. руб. (таблица 16.1.3, рисунок 16.1.3). Увеличение стоимости первичных энергоресурсов произойдет за счет роста объемов добычи угля, газа, нефти, а так же объемов производства электроэнергии на ГЭС.

Увеличится вывоз энергоресурсов в стоимостном выражении: в умеренном сценарии - в 11,5 раза: до 159,0 млрд. руб.; в стратегическом сценарии - в 14,5 раза: до 200,4 млрд. руб. Значительное увеличение стоимости вывезенных из республики энергоресурсов связано с ростом их производства и увеличением поставок на экспорт и в соседние регионы.

Ввоз топливно-энергетических ресурсов в республику снижается, поскольку увеличивается объем собственного производства нефтепродуктов, которые составляют значительную долю во ввозимых ТЭР. Так в умеренном сценарии ввоз сократится в 2,7 раза - до 7,2 млрд. руб.; в стратегическом снижение составит 14% - до 16,7 млрд. руб.

В 2030 г. стоимость вывозимых ТЭР превысит стоимость ввозимых: в умеренном сценарии - в 22,1 раза; в стратегическом сценарии - в 12 раз.

В стоимостной структуре добычи (производства) ТЭР на отчетный год большая доля принадлежит углю - 58,2%, но, начиная с 2010 г. стоимость нефти будет превалировать над другими видами первичных ТЭР и к 2030 г. достигнет 52,1-54,6% (рисунок 16.1.4).

Таблица 16.1.3 - Динамика стоимости первичных ТЭР, млрд. руб./год (в ценах 2007 г.)

Сценарий	Показатель	Год
		2007	2010	2015	2020	2030
Умеренный	Добыча (производство)	15,3	30,4	62,3	98,2	119,2
	Ввоз	19,4	20,5	23,1	9,3	7,2
	Вывоз*	13,8	28,9	63,1	125,0	159,0
Стратегический	Добыча (производство)	15,3	41,3	79,8	126,6	152,4
	Ввоз	19,4	22,6	24,1	9,9	16,7
	Вывоз*	13,8	41,2	95,0	157,3	200,4

* Включая продукты нефте- и газопереработки

"Стоимость добытых (произведенных), ввозимых и вывозимых ТЭР, млрд. руб." (рис. 16.1.3)

"Стоимостная структура добычи (производства) ТЭР, %" (рис. 16.1.4)

Стоимость производства электрической и тепловой энергии в 2030 г. увеличится по сравнению с 2007 г.: в умеренном сценарии - в 3,3 раза: до 89,6 млрд. руб.; в стратегическом сценарии - в 3,7 раза: до 100,2 млрд. руб. (таблица 16.1.4).

Таблица 16.1.4 - Стоимость произведенной электрической и тепловой энергии, млрд. руб./год (в ценах 2007 г.)

Сценарий	Показатель	Год
		2005	2010	2015	2020	2030
Умеренный	Энергетика, всего	23,1	24,4	31,0	58,9	81,6
	в том числе: - тепловые электростанции	12,3	13,0	18,5	39,3	57,4
	- ГЭС	3,1	3,4	4,4	11,5	15,8
	- котельные	7,7	8,0	8,1	8,1	8,4
	Потери и собственные нужды	4,1	4,2	5,6	7,2	8,0
	Стоимость производства электрической и тепловой энергии с учетом потерь	27,2	28,6	36,6	66,1	89,6
Стратегический	Энергетика, всего	23,1	25,5	44,2	70,8	91,4
	в том числе: - тепловые электростанции	12,3	14,0	31,8	51,5	67,7
	- ГЭС	3,1	3,4	4,4	11,5	15,8
	- котельные	7,7	ВД	8,0	7,8	7,9
	Потери и собственные нужды	4,1	4,3	6,3	9,9	8,8
	Стоимость производства электрической и тепловой энергии с учетом потерь	27,2	29,8	50,5	80,7	100,2

При этом стоимость потерь электрической и тепловой энергии и стоимость их расхода на собственные нужды электростанций увеличится: в умеренном сценарии - в 2 раза: до 8,0 млрд. руб.; в стратегическом - в 2,1 раза: до 8,8 млрд. руб.

Топливная составляющая в стоимости произведенной электрической и тепловой энергии республики в 2030 г. увеличится по сравнению с 2007 г.: в умеренном сценарии - в 2,1 раза: до 16,1 млрд. руб.; в стратегическом - в 2,3 раза: до 17,9 млрд. руб. (таблица 16.1.5).

Таблица 16.1.5 - Стоимость топливной составляющей в ТЭК, млрд. руб./год (в ценах 2007 г.)

Сценарий	Показатель	Год
		2007	2010	2015	2020	2030
Умеренный	Стоимость топлива, всего	7,8	8,9	9,5	13,2	16,1
	в том числе: - тепловые электростанции	3,4	4,8	5,8	9,6	12,7
	- котельные	4,4	4,1	3,7	3,6	3,4
Стратегический	Стоимость топлива, всего	7,8	9,1	12,0	15,3	17,9
	в том числе: - тепловые электростанции	3,4	5,0	8,2	11,8	14,7
	- котельные	4,4	4,1	3,8	3,5	3,2

При этом доля топливной составляющей в стоимости произведенных на ТЭС и котельных энергоносителей, за период с 2007 г. по 2030 г., в обоих сценариях снизится до 20% (рисунок 16.1.5), что вызвано улучшением использования топлива (газификацией ряда энергетических объектов), модернизацией и заменой устаревшего оборудования, а так же проведением энергосберегающих мероприятий.

"Доля топливной составляющей в стоимости электрической и тепловой энергии, %" (рис. 16.1.5)

Большую долю топливной составляющей в энергетическом секторе имеют котельные, но здесь будет и наиболее значительное ее снижение - с 58% в 2007 г. до 40% в 2030 г., что характерно для обоих сценариев. Доля топливной составляющей на тепловых электростанциях в обоих сценариях снизится - с 28% в 2007 г. до 22% в 2030 г.

В умеренном сценарии стоимость потребленных ТЭР в отраслях хозяйственного комплекса (конечное потребление) в период с 2007 г. по 2030 г. вырастет в 2,2 раза и составит 101,4 млрд. руб., при этом стоимость потребленного топлива увеличится в 1,6 раза с 19,4 млрд. руб. в 2007 г. до 31,2 млрд. руб. в 2030 г. Наиболее значительный рост стоимости произойдет в электропотреблении в 3,7 раза - с 14,6 млрд. руб. в 2007 г. до 54,3 млрд. руб. в 2030 г. Стоимость теплопотребления увеличится на 28% - с 11,5 млрд. руб. в 2007 г. до 15,9 млрд. руб. в 2030 г.

В стратегическом сценарии стоимость потребленных ТЭР в отраслях хозяйственного комплекса (конечное потребление) в период с 2007 г. по 2030 г. вырастет в 2,8 раза и составит 126,2 млрд. руб., при этом стоимость потребленного топлива увеличится в 2,2 раза с 19,4 млрд. руб. в 2007 г. до 41,9 млрд. руб. в 2030 г. Также наиболее значительный рост стоимости произойдет в электропотреблении в 4,6 раза - с 14,6 млрд. руб. в 2007 г. до 67,6 млрд. руб. в 2030 г. Стоимость теплопотребления увеличится на 31% - с 11,5 млрд. руб. в 2007 г. до 16,7 млрд. руб. в 2030 г. (таблица 16.1.6).

В структуре конечного потребления ТЭР в стоимостном выражении произойдут существенные изменения: значительно увеличится доля электроэнергии в обоих сценариях - с 32,2% в 2007 г. до 53,5% в 2030 г., (рисунок 16.1.6). Доля топлива снизится: в умеренном сценарии - с 42,6% в 2007 г. до 30,8% в 2030 г., в стратегическом - до 33,2% в 2030 г. Уменьшится также и доля тепловой энергии: в умеренном сценарии - с 25,2% в 2007 г. до 15,7% в 2030 г., в стратегическом - до 13,3%.

Таблица 16.1.6 - Стоимость конечного потребления ТЭР, млрд. руб./год (в ценах 2007 г.)

Сценарий	Показатель	Год
		2007	2010	2015	2015	2020
Умеренный	Конечное потребление, всего	45,5	48,2	59,9	72,9	101,4
	в том числе: - топливо	19,4	20,7	22,7	25,9	31,2
	- электроэнергия*	14,6	15,5	24,0	32,6	54,3
	- теплоэнергия	11,5	11,9	13,2	14,4	15,9
Стратегический	Конечное потребление, всего	45,5	51,5	68,3	98,8	126,2
	в том числе: - топливо	19,4	22,8	27,5	32,8	41,9
	- электроэнергия*	14,6	16,7	27,0	50,9	67,6
	- теплоэнергия	11,5	12,0	13,7	15,1	16,7

Примечание - * с потреблением электрокотельных

"Структура конечного потребления ТЭР в стоимостном выражении, %" (рис. 16.1.6)

Снижение доли топлива в конечном потреблении ТЭР свидетельствует об улучшении структуры конечного потребления и увеличении эффективности его использования.

16.2 Социально-экономическая эффективность

В качестве интегральных оценок, характеризующих социально-экономическую эффективность Стратегии развития ТЭК, использованы показатели производства валовой добавленной стоимости и создание новых рабочих мест по реализуемым энергетическим проектам до 2030 г.

Развитие ТЭК по стратегическому сценарию обеспечит на уровне 2030 г. дополнительный вклад в производство валового регионального продукта (ВРП) республики в объеме 466 млрд. руб., а по умеренному сценарию - 278 млрд. руб., что значительно превышает общий объем произведенного ВРП республики в 2008 г. (264 млрд. руб.) (таблицы 16.2.1, 16.2.2).

Таблица 16.2.1 - Вклад в производство валового регионального продукта новых проектов ТЭК по видам деятельности (стратегический сценарий), млн. руб.

Вид деятельности	Год
	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Валовая добавленная стоимость, всего, в том числе:	10202	37080	101682	294169	389151	466245
Производство электроэнергии и тепла		1489	11559	25266	34428	35920
Добыча и переработка угля		425	15243	24414	32160	32406
Добыча газа	412	451	7131	75996	114611	153226
Газопереработка				61640	88640	120140
Добыча нефти	9275	32655	54481	77231	86401	88081
Нефтепереработка			390	2990	2990	2990
Нефтепроводы	515	2060	12878	20605	20605	20605
Газопроводы				6028	9316	12878

Таблица 16.2.2 - Вклад в производство валового регионального продукта новых проектов ТЭК по видам деятельности (умеренный сценарий), млн. руб.

Вид деятельности	Год
	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Валовая добавленная стоимость, всего, в том числе:	9762	20533	65132	146233	177337	278182
Производство электроэнергии и тепла		967	4444	18906	21987	30795
Добыча и переработка угля			5009	14790	22921	29065
Добыча газа				24750	44550	74800
Газопереработка						61640
Добыча нефти	9247	18536	47047	62027	58317	46697
Нефтепереработка			390	2990	2990	2990
Нефтепроводы	515	1030	8242	16741	17257	19317
Газопроводы				6028	9316	12878

Среди реализуемых в ТЭК проектов наибольший вклад в ВРП будут вносить проекты нефтегазового комплекса: в стратегическом сценарии он составит 398 млрд. руб. (85%), в умеренном - 218 млрд. руб. (78%). Вклад в ВРП проектов, реализуемых в электроэнергетике и угольной промышленности, составит по обоим сценариям примерно по 30 млрд. руб. с долей 7% в стратегическом сценарии и 11% - в умеренном сценарии (таблицы 16.2.3, 16.2.4).

Таблица 16.2.3 - Структура производства валовой добавленной стоимости в новых проектах ТЭК по видам деятельности (стратегический сценарий), %

Вид деятельности	Год
	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Валовая добавленная стоимость, всего, в том числе:	100	100	100	100	100	100
Производство электроэнергии и тепла	0,0	4,0	11	8,6	8,8	7,7
Добыча и переработка угля	0,0	1,1	15	8,3	8,3	7,0
Добыча газа	4,0	1,2	7	25,8	29,5	32,9
Газопереработка				21,0	22,8	25,8
Добыча нефти	90,9	88,1	54	26,3	22,2	18,9
Нефтепереработка	0,0			1,0	0,8	0,6
Нефтепроводы	5,0	5,6	13	7,0	5,3	4,4
Газопроводы				2,0	2,4	2,8

Таблица 16.2.4 - Структура производства валовой добавленной стоимости в новых проектах ТЭК по видам деятельности (стратегический сценарий), %

Вид деятельности	Год
	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Валовая добавленная стоимость, всего, в том числе:	100	100	100	100	100	100
Производство электроэнергии и тепла		4,7	6,8	12,9	12,4	11,1
Добыча и переработка угля			7,7	10,1	12,9	10,4
Добыча газа				16,9	25,1	26,9
Газопереработка						22,2
Добыча нефти	94,7	90,3	72,2	42,4	32,9	16,8
Нефтепереработка			0,6	2,0	1,7	1,1
Нефтепроводы	5,3	5,0	12,7	11,4	9,7	6,9
Газопроводы				4,1	5,3	4,6

Реализации Стратегии развития ТЭК обеспечит к 2030 г. по сравнению с 2008 г. почти 15-ти кратное увеличение производства валовой добавленной стоимости в целом в ТЭК в стратегическом сценарии с 33 млрд. руб. до 500 млрд. руб. и 10-ти кратное - в умеренном сценарии с 33 млрд. руб. до 300 млрд. руб. Соответственно производство добавленной стоимости в ТЭК на душу населения возрастет в стратегическом сценарии в 14 раз (с 35 тыс. руб./чел. до 480 тыс. руб./чел.), в умеренном - примерно в 9 раз (с 35 тыс. руб./чел. до 300 тыс. руб./чел.).

Особо значимым индикатором социального развития республики является спрос на трудовые ресурсы и занятость местного населения. Реализация Стратегии развития ТЭК обеспечит ощутимый вклад в трудообеспечение населения и повышения его жизненного уровня. Реализация только крупнейших проектов в ТЭК в стратегическом сценарии позволит создать около 32 тыс. постоянных рабочих мест (без учета рабочих мест в строительстве энергетических объектов), в умеренном сценарии - 27 тыс. рабочих мест (таблицы 16.2.5, 16.2.6).

Таблица 16.2.5 - Численность занятых в новых проектах ТЭК по видам деятельности (стратегический сценарий), чел.

Вид деятельности				Год
	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Численность занятых, всего	628	1510	12027	23619	29131	31809
в том числе:
Производство электроэнергии и тепла		256	1869	3604	4830	5101
Добыча и переработка угля		55	7410	11825	14760	15880
Добыча газа	4	5	70	796	1203	1610
Газопереработка				2740	3460	4300
Добыча нефти	227	798	1331	1887	2111	2152
Нефтепереработка			18	138	138	138
Нефтепроводы	397	397	1329	1329	1329	1329
Газопроводы				1300	1300	1300

Таблица 16.2.6 - Численность занятых в новых проектах ТЭК по видам деятельности (умеренный сценарий), чел.

Вид деятельности				Год
	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Численность занятых, всего	623	1029	5054	13903	18138	27045
в том числе:
Производство электроэнергии и тепла		179	763	2645	3000	4320
Добыча и переработка угля			1794	6715	10476	13728
Добыча газа				261	470	789
Газопереработка						4300
Добыча нефти	226	453	1149	1515	1425	1141
Нефтепереработка			18	138	138	138
Нефтепроводы	397	397	1329	1329	1329	1329
Газопроводы				1300	1300	1300

К наиболее трудоемким видам деятельности в ТЭК относятся добыча угля и производство электроэнергии. Реализация проектов в этих видах деятельности позволит создать 21 тыс. новых рабочих мест в стратегическом сценарии (68% от всех новых рабочих мест в ТЭК) и 18 тыс. мест - в умеренном сценарии (67%). На долю нефтегазового комплекса будет приходиться около 33% созданных в ТЭК новых рабочих мест (таблицы 16.2.7, 16.2.8)

Таблица 16.2.7 - Структура численности занятых в новых проектах ТЭК по видам деятельности (стратегический сценарий), %

Вид деятельности	Год
	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Численность занятых, всего	100	100	100	100	100	100
в том числе:
Производство электроэнергии и тепла		16,9	15,5	15,3	16,6	16,0
Добыча и переработка угля		3,6	61,6	50,1	50,7	49,9
Добыча газа	0,7	0,3	0,6	3,4	4,1	5,1
Газопереработка		0,0		11,6	11,9	13,5
Добыча нефти	36,1	52,8	11,1	8,0	7,2	6,8
Нефтепереработка			0,1	0,6	0,5	0,4
Нефтепроводы	63,2	26,3	11,0	5,6	4,6	4,2
Газопроводы				5,5	4,5	4,1

Таблица 16.2.8 - Структура численности занятых в новых проектах ТЭК по видам деятельности (умеренный сценарий), %

Вид деятельности	Год
	2009	2010	2015	2020	2025	2030
Численность занятых, всего	100	100	100	100	100	100
в том числе:
Производство электроэнергии и тепла		17,4	15,1	19,0	16,5	16,0
Добыча и переработка угля			35,5	48,3	57,8	50,8
Добыча газа				1,9	2,6	2,9
Газопереработка						15,9
Добыча нефти	36,2	44,0	22,7	10,9	7,9	4,2
Нефтепереработка			0,4	1,0	0,8	0,5
Нефтепроводы	63,8	38,6	26,3	9,6	7,3	4,9
Газопроводы				9,4	7,2	4,8

Оценка роли ТЭК в производстве валового регионального продукта и создании новых рабочих мест показывает, что при стратегическом развитии экономики и энергетики ТЭК республики будет не только обеспечивать качественное и надежное энергоснабжение потребителей, но и выполнять важную социально-экономическую функцию, связанную с повышением жизненного уровня населения.

Полномасштабное освоение энергетических ресурсов даст новый импульс развитию производительных сил республики и, кроме рассмотренных выше показателей, будет получен значительный эффект по другим направлениям:

- произойдет существенный экономический рост, как в восточных регионах, так и в России в целом, существенно повысится жизненный уровень населения;

- снизятся расходы регионального и местных бюджетов, связанные с энергоснабжением северных районов;

- значительно улучшится экологическая обстановка в городах и крупных промышленных центрах за счет газификации и гидроэнергетики;

- регион станет более инвестиционно привлекательным;

- снизится уровень дотации республиканского бюджета.

16.3 Бюджетная эффективность

В стратегическом сценарии налоговые поступления от новых проектов ТЭК во все уровни бюджетов на уровне 2030 г. составят 180,6 млрд. руб. в год, из них: 120,9 млрд. руб. - в федеральный бюджет и 59,7 млрд. руб. - в консолидированный республиканский бюджет. В умеренном сценарии налоговые платежи будут на 30% ниже, чем в стратегическом и составят во все уровни бюджетов 123,3 млрд. руб., из них: 81,3 млрд. руб. - в федеральный бюджет и 42 млрд. руб. - в консолидированный республиканский бюджет (таблицы 16.3.1, 16.3.2).

Таблица 16.3.1 - Налоговые поступления от новых проектов ТЭК, млн. руб (стратегический сценарий)

Вид деятельности	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Поступление налогов во все уровни бюджетов, всего	4 656	35 487	68 781	134 670	162 415	180 657
в том числе:
Производство электро- и теплоэнергии	1 913	2 185	4 489	8 553	11 194	11 484
Добыча и переработка угля	1 645	1 429	3 963	5 527	6 120	5 931
Добыча нефти	567	29 755	53 570	76 065	85 635	86 350
Добыча газа	531	1 414	2 234	11 104	15 040	19 629
Нефтепереработка			109	1 125	1 125	1 125
Газохимия				22 008	33 012	45 850
Нефтепроводы		704	4416	7 008	7 008	7 008
Газопроводы				3 280	3 280	3 280
Поступление налогов в федеральный бюджет, всего	1 605	24 253	45 956	89 893	108 289	120 896
в том числе:
Производство электро- и теплоэнергии	784	896	1 840	3 506	4 589	4 708
Добыча и переработка угля	345	300	832	1 160	1 285	1 245
Добыча нефти	105	21424	38570	54767	61657	62172
Добыча газа	370	1 193	1 885	9 369	12 690	16 562
Нефтепереработка			68	704	704	704
Газохимия,				13 956	20 934	29 075
Нефтепроводы		440	2 760	4 380	4 380	4 380
Газопроводы				2 050	2 050	2 050
Поступление налогов в консолидированный бюджет, всего	3 051	11234	22 825	44 778	54 125	59 761
в том числе:
Производство электро- и теплоэнергии	1 129	1 289	2 649	5 047	6 605	6 116
Добыча и переработка угля	1 299	1 129	3 131	4 367	4 835	4 686
Добыча нефти	462	8331	15000	21298	23978	24178
Добыча газа	161	221	349	1735	2350	3067
Нефтепереработка			41	421	421	421
Газохимия				8 052	12 078	16 775
Нефтепроводы		264	1 656	2 628	2 628	2 628
Газопроводы				1 230	1 230	1 230

Таблица 16.3.2 - Налоговые поступления от новых проектов ТЭК, млн. руб (умеренный сценарий)

Вид деятельности	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Поступление налогов во все уровни бюджетов, всего	4 656	24 116	55 210	84 333	91 925	123 366
в том числе:
Производство электро- и теплоэнергии	1 913	2 067	2 887	7 117	8 357	10 351
Добыча и переработка угля	1 645	1 348	2 292	4 125	4 502	5 459
Добыча нефти	567	19 030	45 430	62 150	63 085	64 515
Добыча газа	531	1 318	1 690	4 410	6 694	10 931
Нефтепереработка			109	835	835	1 125
Газохимия						22 008
Нефтепроводы		352	2 803	5 696	5 875	6 400
Газопроводы					2 576	2 576
Поступление налогов в федеральный бюджет, всего	1 605	16164	3 7 620	56 335	61 245	81 334
в том числе:
Производство электро- и теплоэнергии	784	847	1 183	2 918	3 426	4 244
Добыча и переработка угля	345	283	481	866	945	1 146
Добыча нефти	105	13702	32710	44748	45421	46451
Добыча газа	370	1 112	1 426	3 721	5 648	9 223
Нефтепереработка			68	522	522	704
Газохимия						13 956
Нефтепроводы	0	220	1 752	3 560	3 672	4 000
Газопроводы					1 610	1 610
Поступление налогов в консолидированный бюджет, всего	3 051	7 951	17 590	27 998	30 680	42 032
в том числе:
Производство электро- и теплоэнергии	1 129	1 220	1 703	4 200	4 931	6 108
Добыча и переработка угля	1 299	1 065	1 811	3 259	3 557	4 313
Добыча нефти	462	5328	12720	17402	17664	18064
Добыча газа	161	206	264	689	1046	1708
Нефтепереработка			41	313	313	421
Газохимия			0	0	0	8 052
Нефтепроводы		132	1 051	2 136	2 203	2 400
Газопроводы					966	966

Таблица 16.3.3 - Структура налоговых платежей от новых проектов ТЭК по видам деятельности, % (стратегический сценарий)

Вид деятельности	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Поступление налогов во все уровни бюджетов, всего	100	100	100	100	100	100
в том числе:
Производство электро- и теплоэнергии	41	6	7	6	7	6
Добыча и переработка угля	35	4	6	4	4	3
Добыча нефти	12	84	78	56	53	48
Добыча газа	11	4	3	8	9	11
Нефтепереработка			0,2	0,8	0,7	0,6
Газохимия				16,3	20,3	25,4
Нефтепроводы		2	6,4	5,2	4,3	3,9
Газопроводы				2,4	2,0	1,8
Поступление налогов в федеральный бюджет, всего	100	100	100	100	100	100
в том числе:
Производство электро- и теплоэнергии	48,9	3,7	4,0	3,9	4,2	3,9
Добыча и переработка угля	21,5	1,2	1,8	1,3	1,2	1,0
Добыча нефти	6,5	88,3	83,9	60,9	56,9	51,4
Добыча газа	23,1	4,9	4,1	10,4	11,7	13,7
Нефтепереработка			0,1	0,8	0,7	0,6
Газохимия				15,5	19,3	24,0
Нефтепроводы		1,8	6,0	4,9	4,0	3,6
Газопроводы				2,3	1,9	1,7
Поступление налогов в консолидированный бюджет, всего	100	100	100	100	100	100
в том числе:
Производство электро- и теплоэнергии	37,0	11,5	11,6	11,3	12,2	11,3
Добыча и переработка угля	42,6	10,0	13,7	9,8	8,9	7,8
Добыча нефти	15,1	74,2	65,7	47,6	44,3	40,5
Добыча газа	5,3	2,0	1,5	3,9	4,3	5,1
Нефтепереработка			0,2	0,9	0,8	0,7
Газохимия				18,0	22,3	28,1
Нефтепроводы		2,3	7,3	5,9	4,9	4,4
Газопроводы				2,7	2,3	2,1

Таблица 16.3.4 - Структура налоговых платежей от новых проектов ТЭК по видам деятельности, % (умеренный сценарий)

Вид деятельности	Год
	2007	2010	2015	2020	2025	2030
Поступление налогов во все уровни бюджетов, всего	100	100	100	100	100	100
в том числе:
Производство электро- и теплоэнергии	41,1	8,6	5,2	8,4	9,1	8,4
Добыча и переработка угля	35,3	5,6	4,2	4,9	4,9	4,4
Добыча нефти	12,2	78,9	82,3	73,7	68,6	52,3
Добыча газа	11,4	5,5	3,1	5,2	7,3	8,9
Нефтепереработка			0,2	1,0	0,9	0,9
Газохимия						17,8
Нефтепроводы		1,5	5,1	6,8	6,4	5,2
Газопроводы
Поступление налогов в федеральный бюджет, всего	100	100	100	100	100	100
в том числе:
Производство электро- и теплоэнергии	48,9	5,2	3,1	5,2	5,6	5,2
Добыча и переработка угля	21,5	1,8	1,3	1,5	1,5	1,4
Добыча нефти	6,5	84,8	86,9	79,4	74,2	57,1
Добыча газа	23,1	6,9	3,8	6,6	9,2	11,3
Нефтепереработка			0,2	0,9	0,9	0,9
Газохимия,						17,2
Нефтепроводы	0,0	1,4	4,7	6,3	6,0	4,9
Газопроводы					2,6	2,0
Поступление налогов в консолидированный бюджет, всего	100	100	100	100	100	100
в том числе:
Производство электро- и теплоэнергии	37,0	15,3	9,7	15,0	16,1	14,5
Добыча и переработка угля	42,6	13,4	10,3	11,6	11,6	10,3
Добыча нефти	15,1	67,0	72,3	62,2	57,6	43,0
Добыча газа	5,3	2,6	1,5	2,5	3,4	4,1
Нефтепереработка			0,2	1,1	1,0	1,0
Газохимия						19,2
Нефтепроводы		1,7	6,0	7,6	7,2	5,7
Газопроводы					3,1	2,3

Среди отраслей ТЭК республики наибольший вклад в бюджетную систему РФ будет вносить освоение проектов нефтегазового комплекса. Если в настоящее время 76,5% налоговых платежей от ТЭК дают электроэнергетика и угольная промышленность, то на уровне 2030 г. доля нефтегазового комплекса составит: в стратегическом сценарии - 90,4% налоговых платежей (163,3 млрд. руб.), в умеренном - 93,2% (107,5 млрд. руб.) (таблицы 16.3.3, 16.3.4).

Налоговые доходы консолидированного республиканского бюджета от проектов нефтегазового сектора составят на уровне 2030 г.: в стратегическом сценарии 48,3 млрд. руб. (80,8% от общих платежей ТЭК), в умеренном сценарии - 31,7 млрд. руб. (75,5%).

Реализации Стратегии развития ТЭК обеспечит к 2030 г. по сравнению с 2008 г. почти 10-ти кратное увеличение ежегодных налоговых поступлений в консолидированный бюджет республики от ТЭК в стратегическом сценарии и 7-ми кратное - в умеренном сценарии. Соответственно налоговые доходы в региональный бюджет от ТЭК на душу населения в стратегическом сценарии возрастут с 7.4 тыс. руб. до 65 тыс. руб./чел. (в 9 раз), в умеренном - до 50 тыс. руб./чел. (в 7 раз).

Бюджет Республики Саха (Якутия) на протяжении многих лет является дотационным и ориентированным на финансирование преимущественно социальных расходов, а его инвестиционная составляющая пока не обеспечивает в полной мере требуемый уровень капитальных вложений в социальную сферу и производственную инфраструктуру. Реализация стратегии развития ТЭК может коренным образом изменить состояние бюджета и обеспечить его превращение в действенный инструмент бюджетно-экономической политики в регионе и решения накопившихся инвестиционных проблем в коммунальной и малой энергетике, в геологоразведке и подготовке к промышленному освоению имеющихся на территории области полезных ископаемых местного значения, в экологической и социальной сферах, в развитии производственно-сельскохозяйственной инфраструктуры и др.

16.4 Оценка энергетической безопасности

Анализ выполнения требований энергетической безопасности при реализации стратегического и умеренного сценариев развития энергетики выполнен по следующим индикаторам:

- возможности обеспечения потребности в КПТ местными ресурсами;

- доля доминирующего ресурса в общем потреблении КПТ;

- возможности обеспечения потребности в моторном топливе из собственных источников;

- уровень потенциальной обеспеченности спроса на ТЭР в условиях резкого похолодания (на 10% увеличено потребление топлива);

- средний износ ОПФ в ТЭК.

Динамика изменения индикаторов энергетической безопасности республики для обеих сценариев развития ТЭК приведена в таблицах 16.4.1, 16.4.2.

Таблица 16.4.1 - Границы состояний, фактические и ожидаемые значения основных индикаторов энергетической безопасности республики (стратегический сценарий)

Индикатор, единица измерения	Пороговое значение		Значение
	ПК	К	Год
			2007	2010	2015	2020	2025	2030
1. Возможности обеспечения потребности в КПТ из собственных источников, %	100	80	100 (Н)	100 (Н)	100 (Н)	100 (Н)	100 (Н)	100 (Н)
2. Доля доминирующего ресурса в общем потреблении КПТ, %	90	-	47,7 (Н)	51 (Н)	50 (Н)	52 (Н)	52 (Н)	55 (Н)
3. Уровень потенциальной обеспеченности спроса на ТЭР в условиях резкого похолодания, %	100		> 100 (Н)	> 100 (Н)	> 100 (Н)	> 100 (Н)	> 100 (Н)	> 100 (Н)
4. Возможности обеспечения потребностей в моторном топливе из собственных источников, %	50	30	0 (К)	0 (К)	4 (К)	82 (Н)	72 (Н)	65 (Н)
5. Средний износ ОПФ в ТЭК, %	40	60	49,3 (ПК)	55 (ПК)	36 (Н)	16 (Н)	21 (Н)	15 (Н)

Примечание - в скобках представлена качественная оценка состояния индикатора, при этом Н - означает пребывание фактического значения индикатора в области нормальных (приемлемых) значений, ПК и К - пребывание в зонах предкризисных и кризисных значений, соответственно

Из таблиц видно, что значения первых трех индикаторов как были, так и остаются до 2030 г. в зоне приемлемых, с позиций энергетической безопасности, значений.

Таблица 16.4.2 - Границы состояний, фактические и ожидаемые значения основных индикаторов энергетической безопасности республики (умеренный сценарий)

Индикатор, единица измерения	Пороговое значение		Значение
	ПК	К	Год
			2007	2010	2015	2020	2025	2030
1. Возможности обеспечения потребности в КПТ из собственных источников, %	100	80	100 (Н)	100 (Н)	100 (Н)	100 (Н)	100 (Н)	100 (Н)
2. Доля доминирующего ресурса в общем потреблении КПТ, %	90	-	48,6 (Н)	46 (Н)	49 (Н)	58 (Н)	59 (Н)	50 (Н)
3. Уровень потенциальной обеспеченности спроса на ТЭР в условиях резкого похолодания, %	100		> 100 (Н)	> 100 (Н)	> 100 (Н)	> 100 (Н)	> 100 (Н)	> 100 (Н)
4. Возможности обеспечения потребностей в моторном топливе из собственных источников, %	50	30	0 (К)	0 (К)	3 (К)	67 (Н)	59 (Н)	81 (Н)
5. Средний износ ОПФ в ТЭК, %	40	60	54,3 (ПК)	55 (ПК)	48 (ПК)	27 (Н)	37 (Н)	26 (Н)

Достаточно важным индикатором для республики является индикатор, характеризующий возможности удовлетворения потребностей в моторном топливе за счет собственных источников, поскольку эти потребности практически полностью закрываются за счет сезонного завоза. Анализ стратегического сценария в этом отношении показывает, что благодаря активной политике в создании нефтеперерабатывающих мощностей, в частности строительства и развития Ленского НПЗ, Якутского ЗСМТ, и УПК в пос. Кысыл-Сыр, значения соответствующего индикатора с достаточным запасом должны войти в зону приемлемых, с позиций энергетической безопасности, значений уже к 2020 г.

Что касается индикатора, характеризующего износ ОПФ в ТЭК, то значения его после 2010 г. интенсивно приближаются к зоне приемлемых значений и в 2015 г. ситуацию здесь можно характеризовать, как нормальную. Объясняется это, в первую очередь, активным вводом новых электрогенерирующих мощностей, прежде всего в Южно-Якутском энергорайоне.

На значения индикатора "Возможности обеспечения потребностей в моторном топливе из собственных источников" в умеренном сценарии развития энергетики республики с одной стороны влияют более поздние сроки (только к 2030 г.) введения строй Якутского ЗСМТ и мощностей УПК в п. Кысыл-Сыр, а с другой стороны менее интенсивное наращивание объемов потребления моторного топлива. В связи с этим, ситуация нормализуется также к 2020 г., но с чуть менее резкой положительной динамикой, чем в стратегическом сценарии.

По индикатору "Износ ОПФ" можно ожидать, что его значения нормализуются только после 2015-2016 гг.

При анализе проблем обеспечения энергетической безопасности в энергорайонах республики были использованы следующие индикаторы: - отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке; - отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности.

Фактические и ожидаемые в перспективе до 2030 г. значения этих индикаторов энергетической безопасности при развитии ТЭК республики по стратегическому сценарию приведены в таблице 16.4.3.

В Центральном энергорайоне в допустимых пределах снижаются значения индикатора "Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке" оставаясь в зоне приемлемых с позиций энергетической безопасности значений. В связи с вводом к 2015 г. достаточно мощной Якутской ГРЭС-2 и выводом блоков Якутской ГРЭС значения индикатора "Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности" переходят в область приемлемых с позиций энергетической безопасности значений к 2015 г. с последующим закреплением этой тенденции.

В Западном энергорайоне в допустимых пределах снижаются значения индикатора "Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке", оставаясь в зоне приемлемых с позиций энергетической безопасности значений. В связи с вводом дополнительных агрегатов на Светлинской ГЭС и намечаемым данным вариантом пуском Талаканской ТЭС, ТЭЦ ГПЗ г. Ленска и ТЭС нефтяных улучшаются показатели индикатора "Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности", ситуация должна выйти из глубоко кризисной области в зону приемлемых значений к 2015 г. с укреплением положительной тенденции.

В Южно-Якутском энергорайоне увеличиваются значения индикатора "Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке" закрепляясь в зоне приемлемых с позиций энергетической безопасности значений. В связи с намечаемым данным вариантом пуском Канкунской и Нижне-Тимптонской ГЭС, Эльгинской ТЭЦ и Эльгинской ГРЭС, а также вводом электрогенерирующих мощностей на Нерюнгринской ГРЭС-ТЭЦ улучшаются показатели индикатора "Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности", ситуация должна выйти из глубоко кризисной области в зону приемлемых значений к 2015 г. с укреплением положительной тенденции.

Таблица 16.4.3 - Границы состояний, фактические и ожидаемые значения основных индикаторов энергетической безопасности в энергорайонах республики (стратегический сценарий)

Индикатор, единица измерения	Пороговое значение		Значение
	ПК	К	Год
			2006	2010	2015	2020	2025	2030
Центральный энергорайон
1. Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке, доли ед.	1,0	0,8	1,5 (Н)	1,4 (Н)	1,5 (Н)	1,1 (Н)	1,1 (Н)	1,1 (Н)
2. Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности, %	2	1	0 (К)	0 (К)	9,9 (Н)	9,2 (Н)	11 (Н)	11 (Н)
Западный энергорайон
1. Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке, доли ед.	1,0	0,8	1,73 (Н)	1,7 (Н)	1,5 (Н)	1,4 (Н)	1,4 (Н)	1,4 (Н)
2. Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности, %	2	1	0 (К)	0 (К)	2,5 (Н)	8,5 (Н)	8,5 (Н)	11,2 (Н)
Южно-Якутский энергорайон
1. Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке, доли ед.	1,0	0,8	2,7 (Н)	2,3 (Н)	2,9 (Н)	2,6 (Н)	3,3 (Н)	2,9 (Н)
2. Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности, %	2	1	0 (К)	0 (К)	22,9 (Н)	29,6 (Н)	23,7 (Н)	29,2 (Н)
Северный энергорайон
1. Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке, доли ед.	1,0	0,8	3,04 (Н)	2,9 (Н)	2,8 (Н)	2,3 (Н)	2,1 (Н)	2,0 (Н)
2. Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности, %	2	1	0 (К)	5,8 (Н)	14,8 (Н)	14,9 (Н)	13 (Н)	13 (Н)

В Северном энергорайоне в допустимых пределах снижаются значения индикатора "Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке" оставаясь в зоне приемлемых с позиций энергетической безопасности значений. Активная политика в строительстве малых ТЭЦ и АТЭЦ в малых населенных пунктах энергоузла, соответствующая стратегическому сценарию развития энергетики, должна привести уже к 2010 г. к улучшению показателей индикатора "Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности" и выходу их в зону приемлемых значений с укреплением положительной тенденции.

Для умеренного сценария развития ТЭК республики, ожидаемые в перспективе до 2030 г. значения индикаторов энергетической безопасности приведены в таблице 16.4.4.

В Центральном энергорайоне значения индикатора "Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке" могут попасть в зону предкризисных состояний с тенденцией к дальнейшему ухудшению ситуации. В связи с менее активными, по сравнению со стратегическим сценарием, вводами электрогенерирующих мощностей на Якутской ГРЭС-2 значения индикатора "Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности" выходят в область приемлемых с позиций энергетической безопасности значений к 2015 г.

В Западном энергорайоне в допустимых пределах снижаются значения индикатора "Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке" оставаясь в зоне приемлемых с позиций энергетической безопасности значений. В связи с замедленными по темпам и уменьшенными по объемам по сравнению со стратегическим сценарием вводами дополнительных электрогенерирующих мощностей значения индикатора "Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности" имеют несколько более умеренную положительную динамику. Ситуация здесь должна выйти из кризисной области в зону приемлемых значений только к 2020 г.

В Южно-Якутском энергорайоне увеличиваются значения индикатора "Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке", закрепляясь в зоне приемлемых с позиций энергетической безопасности значений. В связи с менее активной политикой во вводах новых электрогенерирующих мощностей, в частности на Эльгинской ГРЭС, улучшаются (с чуть меньшими темпами по сравнению со стратегическим сценарием) показатели индикатора "Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности", ситуация должна выйти из кризисной области в зону приемлемых значений к 2015 г.

Таблица 16.4.4 - Границы состояний, фактические и ожидаемые значения основных индикаторов энергетической безопасности в энергорайонах республики (умеренный сценарий)

Индикатор, единица измерения	Пороговое значение		Значение
	ПК	К	Год
			2007	2010	2015	2020	2025	2030
Западный энергорайон
1. Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке, доли ед.	1,0	0,8	1,7 (Н)	1,8 (Н)	1,4 (Н)	1,4 (Н)	1,3 (Н)	1,4 (Н)
2. Доля наиболее крупной электростанции в установленной электрической мощности, %	30	40	65,2 (К)	57 (К)	56 (К)	49 (К)	48 (К)	34 (ПК)
3. Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности, %	2	1	0 (К)	0 (К)	0,3 (К)	3,2 (Н)	2,9 (Н)	8,8 (Н)
Центральный энергорайон
1. Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке, доли ед.	1,0	0,8	1,5 (Н)	1,4 (Н)	1,4 (Н)	1,1 (Н)	1,0 (ПК)	1,0 (ПК)
2. Доля наиболее крупной электростанции в установленной электрической мощности, %	30	40	73,7 (К)	76 (К)	41 (К)	39 (ПК)	39 (ПК)	51 (К)
3. Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности, %	2	1	0 (К)	0 (К)	10,7 (Н)	8,0 (Н)	6,4 (Н)	10,5 (Н)
Южный энергорайон
1. Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке, доли ед.	1,0	0,8	2,7 (Н)	2,6 (Н)	1,7 (Н)	4,5 (Н)	4,0 (Н)	3,5 (Н)
2. Доля наиболее крупной электростанции в установленной электрической мощности, %	30	40	88,1 (К)	88 (К)	84 (К)	35 (ПК)	28 (Н)	36 (ПК)
3. Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности, %	2	1	0 (К)	0 (К)	11,2 (Н)	27,3 (Н)	21,9 (Н)	27,4 (Н)
Северный энергорайон
1. Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке, доли ед.	1,0	0,8	3,0 (Н)	3,0 (Н)	2,7 (Н)	2,2 (Н)	2,1 (Н)	2,1 (Н)
2. Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности, %	2	1	0 (К)	5,8 (Н)	13,6 (Н)	14,2 (Н)	12,2 (Н)	13,2 (Н)

В Северном энергорайоне в допустимых пределах снижаются значения индикатора "Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке" оставаясь в зоне приемлемых с позиций энергетической безопасности значений. Чуть менее активная политика в строительстве малых ТЭЦ и АТЭЦ в малых населенных пунктах энергоузла, соответствующая стратегическому сценарию развития ТЭК приведет к 2010 г. к улучшению (в чуть меньшей степени по сравнению со стратегическим сценарием) показателей индикатора "Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности" и выходу их в зону приемлемых значений.

Динамика изменения основных индикаторов энергетической безопасности в республике в целом и в энергорайонах приведена на рисунках 16.4.1 - 16.4.13.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Вместо "рисунках 16.4.1 - 16.4.13" имеется в виду "рисунках 16.4.1 - 16.4.11"

"Доля доминирующего ресурса в общем потреблении КПТ" (рис. 16.4.1)

"Возможность обеспечения потребностей в моторном топливе из собственных источников" (рис. 16.4.2)

"Износ основных производственных фондов" (рис. 16.4.3)

"Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке в Центральном энергорайоне" (рис. 16.4.4)

"Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности в Центральном энергорайоне" (рис. 16.4.5)

"Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке в Западном энергорайоне" (рис. 16.4.6)

"Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности в Западном энергорайоне" (рис. 16.4.7)

"Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке в Южно-Якутском энергорайоне" (рис. 16.4.8)

"Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности в Южно-Якутском энергорайоне" (рис. 16.4.9)

"Отношение величины суммарной располагаемой мощности электростанций к максимальной электрической нагрузке в Северном энергорайоне" (рис. 16.4.10)

"Отношение среднегодового ввода установленной мощности и технического перевооружения электростанций территории за последние 5 лет к установленной мощности в Северном энергорайоне" (рис. 16.4.11)

Сравнение значений основных индикаторов энергетической безопасности позволяет говорить о принципиальной приемлемости с позиций энергетической безопасности обоих сценариев развития ТЭК Республики Саха (Якутия). В силу проведения более активной политики в обновлении ОПФ ТЭК и развитии электрогенерирующих мощностей можно утверждать, что стратегический сценарий позволяет добиться, бесспорно, более устойчивого положения с обеспечением энергетической безопасности республики в рассматриваемой перспективе.

16.5 Экологическая оценка

Экологическая оценка перспектив развития топливно-энергетического комплекса республики выполнена с использованием существующих методик прогноза состояния природной среды при развитии энергетики29, 30, 31.

Основными показателями экологической оценки сценариев развития ТЭК являются выброс загрязняющих веществ в атмосферу, сброс загрязненных стоков в водные объекты и объем образования золошлаковых отходов объектами энергетики.

Выброс загрязняющих веществ в атмосферу зависит от ряда факторов: количества и качества сжигаемого топлива, используемой технологии сжигания, эффективности природоохранных мероприятий.

В энергетике республики используются все виды энергоресурсов, преимущественно это - уголь, нефтетопливо, природный газ и дизельное топливо.

С экологической точки зрения наиболее привлекателен природный газ, его доля в потреблении ТЭР существенно увеличится в стратегическом сценарии с 35% в 2007 г. до 42% к 2030 г. - преимущественно за счет строительства новых газовых электростанций. Основным же топливом, как в умеренном, так и стратегическом сценариях, останется уголь: его доля в умеренном сценарии к 2030 г. составит около 60% от суммарного потребления топлива в республике. В стратегическом сценарии доля угля возрастет до 55%, что существенно отражается на оценке количества выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

В расчетах принято, что в ближайшее время существенного увеличения степени пылеулавливания вредных веществ на энергетических объектах, использующих в качестве топлива уголь, не предвидится, и для крупных электростанций степень очистки составит 91-92%, для крупных котельных - до 70% и в мелких котельных - очистка отсутствует.

При вводе новых электростанций, использующих эльгинский уголь, в расчетах принята пылеочистка до 98-99% в умеренном сценарии с 2020 г., в стратегическом - с 2015 г.

Расширение Нерюнгринской ГРЭС с установкой новых блоков позволит также увеличить степень очистки уходящих газов.

Эффективность пылеочистки на ТЭЦ ММ, вводимых в Северном энергорайоне, предусматривается в 75%.

В соответствии с методиками расчета выброс загрязняющих веществ проведен для трех основных примесей: твердых частиц, оксидов серы и азота. Проведенные расчеты суммарных выбросов в атмосферу в период с 2008 по 2030 гг. характеризуется их ростом примерно в 1,6 раза как для умеренного, так и стратегического сценариев и составляют 202-203 тыс. т. в 2030 г. (рисунок 16.5.1).

"Прогноз суммарных выбросов загрязняющих веществ в атмосферу" (рис. 16.5.1)

Прогноз суммарных выбросов в атмосферу от объектов электроэнергетики обусловлен прогнозируемой динамикой потребления топлива в период до 2030 г. Существенный рост выбросов загрязняющих веществ произойдет за счет создания крупных электростанций на угле: в умеренном сценарии в 3,8 раза или с 31 тыс. т. в 2008 г. до 117 тыс. т. в 2030 г., в стратегическом увеличение произойдет в 4,2 раза - до 129 тыс. т. в 2030 г. (таблица 16.5.1).

Таблица 16.5.1 - Динамика суммарных выбросов энергетическими объектами, тыс. т./год

Сценарий	Энергетический объект	Год
		2008	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный	ТЭС	31	34	51	98	100	117
	котельные	91	92	94	82	85	82
	ДЭС	6	4	4	4	4	3
	всего:	128	130	149	183	188	203
Стратегический	ТЭС	31	36	81	111	133	129
	котельные	91	87	89	75	76	70
	ДЭС	6	4	4	4	3	3
	всего:	128	127	175	190	212	202

Динамика выбросов котельными в обоих сценариях характеризуется спадом за счет модернизации котельного оборудования и газификации ряда котельных, прилежащих к магистральным газопроводам.

Выброс дизельными электростанциями в рассматриваемый период будет снижаться за счет уменьшения объемов потребления дизельного топлива.

В зависимости от сценариев развития ТЭК структура суммарных выбросов энергетическими объектами будет различна. Так в умеренном сценарии наблюдается постепенный рост выбросов ТЭС, тогда как в стратегическом - имеет место резкое увеличение с 2020 г., что объясняется более интенсивным потреблением угля на вновь вводимых Эльгинской ТЭЦ и Эльгинской ГРЭС, а также расширением Нерюнгринской ГРЭС (рисунок 16.5.2).

"Структура выбросов загрязняющих веществ в атмосферу энергетическими объектами" (рис. 16.5.2)

Кроме того, в стратегическом сценарии предусматривается интенсивная газификация котельных, что позволит постепенно снижать выброс, начиная с 2010 г., тогда как в умеренном - снижение выбросов в котельных наблюдается после 2015 г.

В перспективный период с 2008 по 2030 гг. вклад энергообъектов в суммарный выброс изменится в сторону увеличения доли ТЭС, как в умеренном, так и стратегическом сценариях. В 2008 г. около 71% суммарных выбросов в атмосферу поступали от крупных и мелких котельных, 24% - от ТЭС и 5% - от ДЭС. К 2030 г. в умеренном сценарии доля котельных в суммарном выбросе в атмосферу снизится до 44%, в стратегическом - до 40%. Также снизятся доли дизельных электростанций до 2% для обоих сценариев. Соответственно, увеличится вклад крупных электростанций до 54% в умеренном сценарии и до 58% - в стратегическом (рисунок 16.5.3).

"Вклад энергетических объектов в суммарный выброс" (рис. 16.5.3)

Для обоих сценариев развития ТЭК динамика выбросов вредных веществ в период с 2008 по 2030 гг. в республике характеризуется наибольшими ростом в Южно-Якутском энергорайоне - в 2,4 раза, в Северном - в 1,2 раза. Выброс останется практически неизменным в Центральном энергорайоне и снизится в 1,3 раза - в Западном. В таблице 16.5.2 представлен прогноз выбросов вредных веществ в атмосферу в зависимости от сценариев развития ТЭК в целом по республике и по энергорайонам.

Таблица 16.5.2 - Прогноз выбросов в атмосферу энергорайонов, тыс. т./год

Сценарий	Энергорайон	Год
		2008	2010	2015	2020	2025	2030
Умеренный	В целом по республике	128	130	149	183	188	203
	в том числе:
	Центральный	27	28	30	27	28	29
	Западный	19	15	18	18	18	15
	Южно-Якутский	52	57	67	103	106	123
	Северный	30	30	33	35	36	37
Стратегический	В целом по республике	128	127	175	190	212	202
	в том числе:
	Центральный	27	28	30	28	29	29
	Западный	19	16	18	20	22	17
	Южно-Якутский	52	59	98	112	131	124
	Северный	30	25	28	30	31	32

В 2008 г. доля Южно-Якутского района в суммарном выбросе составляет 41%, Северного - 23%, Центрального - 21% и Западного 15%.

В перспективе до 2030 г. структура вклада энергорайонов в суммарный выброс не изменится, однако изменится их соотношение: 61% от суммарной эмиссии загрязняющих веществ будет поступать от энергетических объектов Южно-Якутского района, 18% - Северного, 14% - Центрального и 7% - Западного (рисунок 16.5.4).

"Структура выбросов вредных веществ в атмосферу энергорайонов, %" (рис. 16.5.4)

В настоящее время в трех из рассматриваемых энергорайнов республики (Центральном, Западном и Северном) выброс загрязняющих веществ в атмосферу формируется за счет эмиссии от котельных (рисунок 16.5.5).

"Вклад энергетических объектов в суммарный выброс в атмосферу в энергорайонах" (рис. 16.5.5)

Ингредиентная структура выбросов в Центральном энергорайоне в 2008 г. характеризуется преобладанием твердых частиц до 80% (или 22 тыс. т.), оксиды серы составляют 9% (2 тыс. т.) и оксиды азота - 11% (0,4 тыс. т.). В перспективе увеличение потребления газа, а также ввод электрической станции на месторождении Джебарики-Хая незначительно меняет ингредиентный состав выбросов, и к 2030 г. как в умеренном, так и стратегическом сценарии твердых частиц будет поступать около 75% (или 22 тыс. т.) от суммарных выбросов энергорайона, оксидов серы - 8% (2 тыс. т.) и оксидов азота - 16% (5 тыс. т.). При этом основными источниками эмиссии твердых частиц останутся мелкие котельные, а оксидов азота - газовые электростанции.

Ингредиентный состав выбросов Западного энергорайона в настоящее время имеет следующую структуру: 62% (или 12 тыс. т.) - выбросы твердых частиц, 25% (5 тыс. т.) - оксиды серы и 12% (2 тыс. т.) - оксиды азота. К концу рассматриваемого периода к 2030 г. в обоих сценариях преобладающей примесью останутся твердые частицы и составят 64% (11 тыс. т.) от суммарных выбросов энергорайона. Выброс оксидов серы существенно снизится за счет выбытия из баланса котельных кировского и высосернистого кемпедяйского угля и составит около 3% (0,4 тыс. т.) от суммарных выбросов. Доля оксидов азота увеличится до 33% (4-6 тыс. т.) в результате увеличения потребления природного газа на вновь вводимых газовых станциях в районе.

Состав выбросов Южно-Якутского энергорайона представлен выбросами ТЭС и котельных, в которых основными примесями являются твердые частицы. Их доля в суммарных выбросах 2008 г. составила 74% (38 тыс. т.), доля оксидов серы - 15% (8 тыс. т.) и оксидов азота - 12% (6 тыс. т.). С экологических позиций, перспективное развитие энергетики Южно-Якутского энергорайона связано с наиболее существенным вкладом в загрязнение всех элементов природной среды, в том числе атмосферы. Ввод крупных угольных электростанций наряду с использованием угля в котельных определяет наибольшее среди энергорайонов республики поступление твердых частиц в атмосферу - до 63 тыс. т. в 2030 г. В ингредиентной структуре выбросов в обоих сценариях развития ТЭК твердые частицы составляют 50%, выброс оксидов серы - 22% (26-27 тыс. т.), оксидов азота - 28% (33-35 тыс. т.).

В настоящее время в Северном энергорайоне республики основными источниками выброса загрязняющих веществ в атмосферу являются угольные котельные и дизельные электростанции. В целом по энергорайону в 2008 г. эмиссия вредных веществ определяется выбросом твердых частиц - 80% (или 24 тыс. т.), оксидов серы и азота по 10% (или по 3 тыс. т.). В перспективе до 2030 г. суммарный выброс увеличится до 37 тыс. т., из них 26-30 тыс. т. - твердые частицы (80% от выброса), выброс которых формируется от котельных и ТЭЦ ММ. Количество выбросов газообразных веществ останется на прежнем уровне. Следует отметить, что значительный рост потребления угля: в 1,4 раза в умеренном сценарии, и в 1,7 раза - в стратегическом, существенно не изменяет антропогенную нагрузку на атмосферу. Выброс за период 2008-2030 гг. практически не изменяется, что объясняется вводом ряда ТЭЦ малой мощности с обеспечением очистки уходящих газов.

С позиций воздействия топливно-энергетического комплекса на водные объекты следует отметить, что сточные воды крупных энергообъектов ТЭЦ, ГРЭС более чем на 95% являются нормативно-чистыми. Основными источниками загрязнения как в настоящее время, так и в перспективе являются предприятия жилищно-коммунального хозяйства (в том числе крупные и мелкие котельные).

Особенностью энергетики республики является широкомасштабное развитие гидроэнергетики. В этой связи, воздействие на окружающую среду будут оказывать водохранилища. С экологической точки зрения наибольшее значение имеют следующие процессы и явления:

- зарегулирование стока и изменение режима затопления речной поймы в нижнем бьефе водохранилищ;

- возникновение обширных лимнических участков, внутриводоемные процессы (гидрохимические, гидробиологические и др.) в которых будут иметь принципиально иной характер;

- изменения ледового и термического режимов.

Причем эти воздействия имеют как положительное, так и отрицательное влияние.

В качестве основного негативного фактора выступает изменение гидрохимического режима водотока в результате:

- разложения затопленных грунтов и остатков наземной растительности;

- загрязнения производственными и бытовыми сточными водами;

- загрязнения, обусловленного рекреационной нагрузкой и ростом населения.

Одним из важных экологических показателей развития топливно-энергетического комплекса республики является образование золошлаковых отходов. По укрупненным оценкам к концу рассматриваемого периода (2030 г.) количество золошлаков составит для умеренного сценария - 1,2 млн. т./год, для стратегического - 1,5 млн. т./год. С учетом значительного количества отходов, накопленных на территории республики в настоящее время - около 1,2 млрд. т., следует предусмотреть решение вопросов складирования (строительства золошлакоотвалов) и утилизации этих отходов.

Раздел V. Предложения к механизмам реализации стратегии

17. Экономические механизмы

К основным экономическим механизмам, которые могут обеспечить значимую поддержку в реализации Стратегии развития ТЭК республики, относятся:

- налоговое регулирование (включая формирование особых экономических зон, разработку месторождений полезных ископаемых на основе соглашений о разделе продукции, концессии и др.);

- бюджетная политика;

- тарифно-ценовая политика;

- таможенная политика;

Интенсивность и формы применения указанных экономических механизмов зависят от внутреннего содержания стратегии: масштабности и структуры мероприятий, статуса и эффективности энергетических проектов, территориального размещения энергопроизводящих и энергопотребляющих кластеров, финансового состояния действующих энергетических организаций, финансового состояния федерального, региональных и местных бюджетов, экологических и геополитических задач и многих других факторов и условий.

(1) Налоговое регулирование

Налоговая система в ТЭК оказывает существенное влияние, как на доходы государства, поступающие от ТЭК, так и на доходы топливно-энергетических компаний. Уровень прибыльности компаний в свою очередь влияет на их развитие, на привлекательность этого вида бизнеса, на темпы освоения новых месторождений, на цены и рынки сбыта энергетической продукции и т.д. Для нефтегазового комплекса и угольной промышленности особое значение имеет налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) и экспортная пошлина. Они уплачиваются из выручки от продажи энергоресурсов и существенно влияют на прибыль добывающих предприятий. Для угольной промышленности в настоящее время установлены щадящие ставки по этим налогам, т.е. ставка НДПИ составляет 4% от стоимости продукции, а вывозная пошлина на экспорт угля не установлена. Это позволяет большинству угольных предприятий находиться в зоне минимальной рентабельности. Однако для угледобывающих предприятий республики с наихудшими горно-геологическими условиями было бы целесообразно освобождение их от НДПИ, путем перевода запасов месторождений углей, где участки имеют сложные и неблагоприятные условия добычи, в некондиционные и подлежащие списанию, что позволит снизить налоговую нагрузку на добывающие предприятия по уплате налога за пользование недрами.

В нефтегазовом секторе в 2008 г. ставка НДПИ по газу составляла 147 руб./тыс. м3; по нефти - 419 руб./т. Ставка вывозной экспортной пошлины по газу составляет 30% от таможенной стоимости газа, по нефти - 223 долл./т. В условиях экономического кризиса и падения цен на нефть и природный газ, столь высокие ставки указанных налогов оказывают значительное влияние на снижение рентабельности предприятий. Эти ставки должны гибко регулироваться и, особенно, для районов нового освоения нефтегазовых ресурсов, к которым относится и республика. Это в полной мере относится и к производству нефтепродуктов.

С учетом сложившейся ситуации на нефтегазовом рынке в конце 2008 г. были приняты поправки в Налоговый кодекс РФ, уточняющие шкалу налога на добычу полезных ископаемых для нефти. Теперь взимание налога начинается не с 9 долл. за баррель, а с 15 долл. за баррель. Также были введены налоговые каникулы для новых месторождений нефти, расположенных на арктическом шельфе, в Азовском и Каспийском морях, а также в Ненецком АО и на полуострове Ямал, но районы нефте- и газодобычи республики не включены в этот перечень. Однако, в целях создания благоприятных условий для освоения нефтяных и газовых месторождений в республике с одновременным созданием нефте-, газотранспортной инфраструктуры также необходимо снижать на определенный период финансовую нагрузку на предприятия путем предоставления им налоговых льгот в начальный период разработки месторождений и снижения ставки налога на прибыль в период инвестирования проектов. Необходимо также решать вопросы ежегодного возмещения НДС с капитальных вложений в проекты по мере ввода отдельных крупных объектов.

Значительной неоправданной нагрузкой на функционирование гидроэнергетики является плата за пользование водными объектами, находящимися в федеральной собственности. В суммарных затратах на производство электроэнергии доля этого налога составляет около 5%. С учетом того, что на ГЭС используется энергия воды, а не вода, как природный ресурс, имеется веское основание отказаться от данного вида налога уже в ближайшее время для вновь строящихся объектов. Это благоприятно скажется на инвестиционной привлекательности проектов.

Для решения налоговых вопросов для нефтегазового сектора Правительству республики уже в ближайшее время необходимо выходить с предложениями в Правительство РФ.

(2) Бюджетная политика

Бюджетная политика, как инструмент реализации стратегических направлений развития ТЭК, с одной стороны, должна обеспечивать благоприятные финансово-инвестиционные условия для его развития, а, с другой определять необходимый уровень налоговой отдачи в соответствующие бюджеты (федеральный и республиканский), а также стимулировать участие энергетического сектора в финансировании сопряженных с энергетическим производством социальных проектов.

Основные механизмы решения этих задач заложены в существующей нормативно-правовой базе, включая Бюджетный и Налоговый Кодексы Российской Федерации, законы о федеральном и областных (республиканских) бюджетах на соответствующий финансовый год в составе которых реализуются федеральные и областные (республиканские) целевые программы и др.

Основной задачей бюджетной политики является укрепление налогооблагаемой базы путем создания благоприятных условий инвестирования и развития предприятий реального сектора экономики, оказания необходимой государственной финансовой поддержки энергетического сектора. Важным элементов бюджетной политики является регулирование межбюджетных отношений между региональными и федеральными органами власти в части распределения налоговых доходов от ТЭК и финансирования социальных расходов.

В настоящее время бюджеты большинства субъектов РФ на Дальнем Востоке являются дефицитными и высокодотационными. В таких субъектах РФ как Республика Саха (Якутия), Приморский край, Сахалинская, Магаданская, Амурская области, Камчатский край, Еврейская автономная область финансовая помощь составляет от 30% до 50% от расходов их бюджетов. Это приводит к хроническому недофинансированию коммунальной энергетики, геологоразведочных работ, малой энергетики изолированных районов, инфраструктурных объектов ТЭК и др.

В целом бюджетная политика должна решить следующие назревшие проблемы в развитии ТЭК республики:

1. Увеличение федеральных расходов на проведение геологоразведочных работ по нефти и газу. В соответствии с программными мероприятиями Энергетической стратегии России на геологоразведочные работы в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке по всем нефтегазовым провинциям планируется выделить из Федерального бюджета около 175 млрд. руб. за период 2007-2020 гг. Однако только в разведочные работы в республике потребуется в этот период более 80 млрд. руб. и на шельфе Сахалинской области - 170 млрд. руб.

2. Обеспечение финансирования Программы газификации республики за счет средств бюджетов всех уровней и частных инвесторов.

3. Обеспечение необходимого финансирования коммунальной энергетики республики за счет республиканского и федерального бюджетов.

(3) Ценовая и тарифная политика

Во многих субъектах РФ на Дальнем Востоке в сфере конечного использования энергоресурсов отсутствуют крупные сосредоточенные потребители, и нагрузка носит, в основном, коммунально-бытовой характер.

К таким субъектам РФ можно отнести Республику Саха (Якутию), Камчатский край, Амурскую, Магаданскую, Сахалинскую и др. области. Топливо-, энергообеспечение населения и производственных потребителей жестко локализуется по районам и энергоузлам. Вынужденно применяются сложные, смешанные схемы доставки топлива (автомобильный, железнодорожный, речной, морской и др.).

При таких особенностях топливо-, энергоснабжения потребителей все поставки энергоресурсов в республику осуществляются фактически в режиме высокой монопольной концентрации. Формирование режима конкурентных условий в текущих поставках энергоресурсов крайне затруднительно, а по энергоэкономическим и технологическим соображениям пока вряд ли оправдано. В этих условиях ценовая динамика на локализованных рынках топлива и энергии республики находится и должна находиться под государственным контролем.

С нормативных позиций государственное регулирование цен (тарифов) на энергетические ресурсы в России в настоящее время регламентировано в отношении газовой промышленности, электроэнергетики и теплоснабжения, включая регулирование цен (тарифов) на услуги энергетического характера, оказываемых организациями коммунального комплекса.

Рынки угля, нефтепродуктов являются либерализованными, и их функционирование регулируется Федеральным законом "О защите конкуренции".

Государственное регулирование цен (тарифов) на энергоресурсы имеет многоуровневый характер, осуществляется федеральными и региональными органами исполнительной власти в области государственного регулирования цен (тарифов), а также органами местного самоуправления. В то же время к числу незавершенных вопросов нормативно-правового обеспечения в сфере регулирования цен (тарифов) на энергоресурсы в России следует отнести:

- отсутствие "Основ ценообразования на товары и услуги организаций коммунального комплекса" (во исполнение положений федерального закона от 30.12.2004 г. N 210-ФЗ "Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса");

- отсутствие уточнений положений постановления Правительства РФ от 31 августа 2006 г. N 530 "Об утверждении правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики" в части особенностей функционирования "неценовых" зон оптового рынка электроэнергии*;

- необходимость нормативной рационализации применяемого в настоящее время жесткого метода установления предельных индексов в среднем по субъектам Российской Федерации (муниципальным образованиям). Такой подход предусматривает (при наличии объективных экономических оснований) возможность установления предельных индексов (тарифных лимитов) организаций коммунального комплекса на уровне выше максимального и/или ниже минимального предельного индекса для субъекта Российской Федерации (муниципального образования), в том числе на срок, превышающий 1 год;

- отсутствие федерального закона "О теплоснабжении", в том числе препятствующее введению методов многоставочного тарифообразования на тепловую энергию;

- отсутствие нормативной регламентации применения метода установления регулируемых цен (тарифов) на основе принципов "справедливого возврата вложенных средств" (установления нормы доходности на вложенный капитал).

Распределение компетенций органов власти в сфере регулирования цен (тарифов) на топливо и энергию носит иерархический характер с превалированием полномочий федеральных органов власти.

В современных политико-экономических условиях России возможности осуществления относительно независимой региональной ценовой политики в регулируемых отраслях ТЭК объективно ограничены. Возможные диапазоны решений РЭК, органов местного самоуправления, добровольных ценовых меморандумов (соглашений) жестко детерминируются действующей нормативно-правовой базой в области регулировании цен (тарифов) на электрическую и тепловую энергию, природный и сжиженный газ, а также планами и намерениями Правительства РФ по системной стабилизации стратегических отраслей ТЭК, жилищно-коммунального хозяйства.

Пока что рынки топлива и энергии в регионах Российской Федерации развиваются в условиях сложных системных изменений, которые, по-видимому, будут постепенно стабилизироваться в перспективе.

В этих условиях региональная ценовая политика в сфере топливо-, энергоснабжения потребителей республики должна строиться на достижении баланса интересов различных категорий производителей (поставщиков) и потребителей энергетических ресурсов с учетом:

- национальных требований по макроэкономической стабильности (недопущение развития инфляционных процессов за счет чрезмерного роста цен на топливо и энергию);

- справедливости ценообразования, возмещения производителям (поставщикам) топлива и энергии экономически обоснованных затрат;

- недопущения злоупотреблений доминирующим положением отдельных субъектов рынка угля, нефтепродуктов;

- доступности энергетических товаров и услуг для потребителей;

- конкуренции между различными видами энергоресурсов на основе установления рационального соотношения цен на них, исходя из теплотворной способности и потребительского эффекта от использования соответствующего вида энергоресурсов;

- поощрения, поддержки энергосбережения, особенно в сфере конечного использования энергоресурсов;

- обеспечения стабильности условий и режима ценообразования для стимулирования частных инвестиций в объекты регулируемых видов энергетической деятельности;

- реализации принципов социального выравнивания в расходах населения на оплату услуг электро-, теплоснабжения.

Таким образом, ценовая политика с одной стороны, обеспечит возможность привлечения частных инвестиций и стимулирование энергосбережения, с другой стороны, обеспечит приемлемый для промышленности и населения уровень тарифов. Кроме того, возможен переход на новый вид регулирования методом доходности инвестированного капитала, который позволит рассматривать тарифы на долгосрочную перспективу, а также гарантирует инвестиции для создания необходимого технологического резерва мощностей и развития сетей в целях предотвращения возникновения аварий и дефицита электро-, тепло-, газоснабжения.

В плане реализации региональной политики социального выравнивания в расходах населения по оплате услуг электро-, теплообеспечения целесообразно и в дальнейшем использовать имеющийся опыт, предусматривающий единые для городского и сельского населения республики ценовые ставки для расчетов с энергоснабжающими организациями. При этом, необходимо обеспечить поэтапный переход на 100% окупаемость тарифов на коммунальные услуги для населения, а также ликвидировать перекрестное субсидирование, сложившееся в электроэнергетике.

Важным вопросом является формирование внутренних цен на газ при газификации республики, на территории которой производится его добыча. При этом необходимо сохранить государственное регулирование цен на газ для всех поставщиков по согласованию с Правительством Республики Саха (Якутия).

С целью обеспечения стимулирования процессов энергосбережения, необходимо приступить к формированию ТЭБ не только по видам топлива, но и по территориальному принципу. В данном случае первичный ТЭБ должен формироваться на уровне поселения. Предстоит углубить дифференциацию тарифов на коммунальные услуги по территориям республики, т.е. перейти к формированию тарифов по поселенческому признаку. Тарифная политика также должна обеспечивать и стимулировать процессы, связанные с внедрением альтернативной энергетики и возобновляемых источников энергии.

____________________

* К "неценовым" зонам рынка, в частности, относятся технологически изолированные энергосистемы

(4) Таможенная политика

Таможенная политика является важным фактором снижения инвестиционной нагрузки по проектам, связанным с использованием импортного оборудования. Это в первую очередь касается гидроэлектроэнергетики. На снижение стоимости Канкунской и Нижнее-Тимптонской ГЭС могло бы существенно повлиять изменение таможенной политики при ввозе энергетического оборудования. На сегодняшний день в соответствии с Постановлением Правительства от 30.08.02 N 638 "Ставки ввозных таможенных пошлин" государственная таможенная пошлина на ввоз энергетического оборудования составляет 15% от его таможенной стоимости. Исходя из существующих в РФ мощностей по производству энергетического оборудования, в перспективе более половины потребности в нем необходимо будет покрывать за счет импорта, что станет дополнительной инвестиционной нагрузкой как за счет более дорогого, по сравнению с отечественным, импортного оборудования, так и за счет таможенной пошлины. Отмена таможенной пошлины на гидроэнергетическое оборудование на период до создания необходимых мощностей собственного производства оборудования позволила бы снизить в прогнозируемом периоде потребность гидроэнергетики республики в инвестициях около 5 млрд. руб.

Необходимость временной отмены таможенной пошлины на гидроэнергетическое оборудование, аналоги которого не производятся в Российской Федерации, возникнет в соответствии с Генеральной схемой развития гидроэнергетики уже примерно на уровне 2011-2015 гг., т.е. в начале периода интенсивного гидроэнергетического строительства, не только в республике, но и в других субъектах РФ на Востоке страны.

18 Инвестиционные механизмы

(1) Инвестиционная политика

Решение стратегических задач по перспективному развитию ТЭК во многом будет зависеть от проводимой инвестиционной политики в регионе на местном и федеральном уровнях. Она является важным инструментом развития инвестиционной деятельности в республике и реализации намечаемых проектов. В основе эффективной инвестиционной политики должны лежать следующие базовые принципы:

- принцип экономической эффективности, предполагающий создание на территории республики условий для беспрепятственного притока частных инвестиционных ресурсов в сферы их максимально эффективного использования;

- принцип комплексности, предполагающий создание стимулов для формирования на территории региона совокупности производств (кластеров/комплексов), взаимосвязанное функционирование которых будет обеспечивать большие экономические и социальные эффекты, нежели их отдельные элементы;

- принцип сбалансированности, предполагающий создание специальных (институциональных и инфраструктурных) условий для размещения инвестиций в сегментах экономики, имеющих высокую значимость для сбалансированного ее развития, но не предоставляющих возможностей для высокоэффективного использования инвестиций;

- принцип социального партнерства, предполагающий создание механизмов для привлечения частных инвестиций в социально значимые проекты регионального развития.

Средства и методы реализации инвестиционной политики на территории республики могут включать в себя:

- минимизацию политических рисков на основе обеспечения стабильности, предсказуемости и прозрачности действий органов государственной власти республики и органов местного самоуправления;

- совершенствование действующей нормативно-правовой базы, регулирующей инвестиционную деятельность в регионе;

- совершенствование организационных механизмов, направленных на повышение эффективности деятельности органов государственной власти республики по разработке и реализации инвестиционной политики;

- подготовку обоснований по совершенствованию федерального законодательства для последующего внесения Правительством республики в качестве законодательной инициативы;

- повышение уровня подготовки государственных служащих, руководителей и специалистов предприятий по вопросам стратегии, бизнес-планирования и обоснования инвестиционных проектов;

- стимулирование развития производственной и социальной инфраструктуры;

- информационное обеспечение участников инвестиционного процесса.

Формальная оснащенность правовыми условиями и инструментами региональной инвестиционной политики, несомненно, имеет значение, но, как показывает опыт других регионов-субъектов РФ, сейчас они не являются решающим фактором инвестиционной конкурентоспособности региона. Важнее - практика, реально используемые регламенты, прозрачность, последовательность, результативность применения имеющихся нормативно-правовых инструментов.

В целях улучшения инвестиционного климата республики региональная инвестиционная политика должна предусматривать:

- формирование и развитие нормативно-правовой базы инвестиционной деятельности на региональном уровне;

- развитие опорной сети инженерной инфраструктуры для размещения на территории республики предприятий перерабатывающей специализации и жилищного строительства;

- развитие трудового потенциала региона, через содействие формированию и развитию системы подготовки и переподготовки кадров для предприятий.

Основными принципами и направлениями инвестиционной политики республики в сфере энергетики являются:

- проведение инвестиционной политики на основе последовательной реализации приоритетов социально-экономического и энергетического развития республики;

- широкое использование частных источников инвестиционного финансирования в энергетические проекты;

- применение методов господдержки социально важных проектов топливо-, энергообеспечения потребителей республики (особенно, в сфере коммунальной инфраструктуры), а также для реализации социально ориентированных проектов энергоснабжения, включая газификацию;

- взаимодействие с федеральными органами власти, крупными финансово-промышленными компаниями РФ по привлечению инвестиций из федерального бюджета и внебюджетных источников на развитие энергетики, т.е. использование механизмов и методов частно-государственного, социального партнерства;

- широкое использование на территории республики нормативно доступных в настоящее время федеральных инструментов государственной инвестиционной политики (Федеральные целевые программы, Инвестиционный фонд РФ, особые экономические зоны, концессии, и др.) с целью формирования на территории региона энергопромышленных комплексов (кластеров);

- своевременная и качественная проработка необходимой проектно-сметной документации, экспертиза проектов строительства и реконструкции объектов ТЭК, размещаемых и эксплуатируемых на территории республики, выдача разрешений и согласований по размещению энергетических объектов.

Исходя из особенностей формирования источников инвестиций в ТЭК, где значительный объем занимают госинвестиции, инвестиционная политика республики должна базироваться на использовании такого инструмента, как частно-государственное партнерство (ЧГП). Правительству Республики Саха (Якутия), как и ранее, необходимо последовательно проводить политику утверждения и развития (а также контроля реализации) форм социального и частно-государственного партнерства с заинтересованными крупными компаниями, ведущими или намеренными вести хозяйственную деятельность на территории региона. Практически это означает заключение с такими компаниями меморандумов, соглашений о сотрудничестве, принятия совместных протокольных решений, содержащих, в том числе, согласованные позиции о взаимных обязательствах в области развития инвестиционных проектов, производственной и социальной инфраструктуры.

(2) Потребность в инвестициях и источники их покрытия

Требуемый объем инвестиций для реализации Стратегии развития ТЭК Республики Саха (Якутия) составит за период 2009-2030 гг.: в стратегическом сценарии 1674 млрд. руб., в умеренном сценарии - 1345 млрд. руб. (таблица 18.1).

Таблица 18.1 - Инвестиции в развитие топливно-энергетического комплекса, млрд. руб.

Отрасль ТЭК	Период			Всего 2009-2030
	2009-2015	2016-2020	2021-2030
Умеренный сценарий
Инвестиции в ТЭК, всего	506	458	381	1345
в том числе:
Угольная промышленность	23	40	55	118
Электроэнергетика	183	244	110	537
Теплоэнергетика и тепловое хозяйство	20	18	27	65
Нефтегазовый комплекс	252	132	183	567
Малая энергетика	28	24	6	58
Стратегический сценарий
Инвестиции в ТЭК, всего	669	564	441	1674
в том числе:
Угольная промышленность	53	37	47	137
Электроэнергетика	240	233	91	564
Теплоэнергетика и тепловое хозяйство	28	25	41	94
Нефтегазовый комплекс*	314	245	258	817
Малая энергетика	34	24	4	62

Примечание - * без учета инвестиций в геологоразведку в объеме 80 млрд. руб.

Наибольшая доля инвестиций в ТЭК приходится на нефтегазовый комплекс: в стратегическом сценарии - 817 млрд. руб. (49%), в умеренном - 567 млрд. руб. (42%). Инвестиции в электроэнергетику будут составлять соответственно 564 млрд. руб. (34%) и 537 млрд. руб. (40%). На угольную промышленность будет приходиться 8-9% от инвестиций в ТЭК (таблица 18.2, рисунки 18.1 и 18.2).

Таблица 18.2 - Структура инвестиций в развитие топливно-энергетического комплекса, %

Отрасль ТЭК	Период			Всего 2009-2030
	2009-2015	2016-2020	2021-2030
Умеренный сценарий
Инвестиции в ТЭК, всего	100	100	100	100
в том числе:
Угольная промышленность	5	9	14	9
Электроэнергетика	36	53	29	40
Теплоэнергетика и тепловое хозяйство	4	4	7	5
Нефтегазовый комплекс	50	29	48	42
Малая энергетика	6	5	2	4
Стратегический сценарий
Инвестиции в ТЭК, всего	100	100	100	100
в том числе:
Угольная промышленность	8	7	11	8
Электроэнергетика	36	41	21	34
Теплоэнергетика и тепловое хозяйство	4	4	9	6
Нефтегазовый комплекс*	47	43	59	49
Малая энергетика	5	4	1	4

"Отраслевая структура инвестиций в ТЭК в среднем за 2009-2030 гг. (стратегический сценарий)" (рис. 18.1)

"Отраслевая структура инвестиций в ТЭК в среднем за 2009-2030 гг. (умеренный сценарий)" (рис. 18.2)

Инвестиции в ТЭК характеризуются неравномерным распределением по периодам. Наибольший объем инвестиций приходятся на первый (2009-2015 гг.) и второй (2016-2020 гг.) периоды, общая их сумма составляет: по стратегическому сценарию 1233 млрд. руб. (73,7% от общих инвестиций) по умеренному - 964 млрд. руб. (71,7%). Среднегодовой объем инвестиций по стратегическому сценарию составит: в первом периоде - 112 млрд. руб., во втором периоде - 113 млрд. руб., в третьем периоде (2021-2030 гг.) - 44 млрд. руб.; в умеренном сценарии - соответственно 84 млрд. руб., 92 млрд. руб. и 38 млрд. руб. Для сравнения - объем инвестиций в ТЭК в 2008 г. составил примерно 40 млрд. руб., т.е. требуемый объем инвестиций в ТЭК будет превышать существующий уровень: по стратегическому сценарию - более чем в 3 раза, по умеренному - в 2 раза. Для освоения такого объема инвестиций потребуется максимальное привлечение средств из всех возможных источников: частных и государственных.

В рыночной экономике роль государства как инвестора инфраструктурных проектов, является определяющей и, особенно, в недостаточно освоенных, удаленных, северных и сложных для ведения бизнеса регионах. К таким регионам относится и Республика Саха (Якутия). Для развития республики путем создания энергопромышленных узлов и кластеров важнейшей государственной задачей является формирование приемлемых условий энергоснабжения, при которых бизнесу будет выгодно вкладывать инвестиции в экономику, обеспечивая баланс территориальных и корпоративных интересов.

На реализацию основных проектов ТЭК в умеренном и стратегическом сценариях потребуется 1007-1245 млрд. руб., в том числе: 68-91 млрд. руб. из республиканского бюджета, 342-345 млрд. руб. - из федерального бюджета (таблица 18.3).

Таблица 18.3 - Инвестиции в основные проекты ТЭК и источники их покрытия

Направление инвестирования	Объем инвестиций, млрд. руб.	Источники финансирования
		Бюджет РФ	Бюджет РС (Я)	Внебюджетные средства
Умеренный сценарий
Всего, в том числе:	1007	342	68	598
Угольная промышленность	91			91
- строительство новых шахт и разрезов	91			91
Электроэнергетика	502	286	25	192
- строительство крупных электростанций	234	60	4	170
в том числе: Канкунская ГЭС	74	30		44
Нижне-Тимптонская ГЭС	39	16		23
Эльгинская ГРЭС	80			80
Якутская ГРЭС-2	18	15	4
ТЭС ГПЗ г. Ленск	22			22
- строительство магистральных электрических сетей	269	226	21	22
Теплоэнергетика и тепловое хозяйство	61	1	43	17
- перевод котельных на газ	8	1	6	1
- развитие и реконструкция тепловых сетей	53		37	16
Нефтегазовый комплекс	298			298
- разработка Талаканского НГКМ	128			128
- разработка Чаяндинского НГКМ	61			61
- строительство Ленского НПЗ	19			19
- строительство Ленского ГПЗ	29			29
- строительство Ленского ГХК	27			27
- строительство Якутского ЗСМТ	35			35
Малая энергетика	55	55
- атомные станции малой мощности	43	43
- ТЭЦ малой мощности на угле	10	10
- электросетевые объекты для подключения к энергосистеме	3	3
Стратегический сценарий
Всего, в том числе:	1245	345	91	810
Угольная промышленность	103			103
- строительство новых шахт и разрезов	103			103
Электроэнергетика	528	286	28	214
- строительство крупных электростанций	259	60	7	192
в том числе: Канкунская ГЭС	74	30		44
Нижне-Тимптонская ГЭС	39	16		23
Эльгинская ГРЭС	80			80
Якутская ГРЭС-2	22	15	7
ТЭС ГПЗ г. Ленск	44			44
- строительство магистральных электрических сетей	269	226	21	22
Теплоэнергетика и тепловое хозяйство	89	1	62	26
- перевод котельных на газ	8	1	6	1
- развитие и реконструкция тепловых сетей	81		57	24
Нефтегазовый комплекс	468			468
- разработка Талаканского НГКМ	128			128
- разработка Чаяндинского НГКМ	122			122
- строительство Ленского НПЗ	19			19
- строительство Ленского ГПЗ	58			58
- строительство Ленского ГХК	106			106
- строительство Якутского ЗСМТ	35			35
Малая энергетика	58	58
- атомные станции малой мощности	43	43
- ТЭЦ малой мощности на угле	13	13
- электросетевые объекты для подключения к энергосистеме	3	3

В наибольшей степени от федеральных источников инвестиций будет зависеть реализация проектов в электроэнергетике. Это инвестиции в электросетевые объекты, в проектирование ГЭС, в подготовку водохранилищ и в строительство объектов малой энергетики. Основная нагрузка по инвестированию объектов коммунальной теплоэнергетики, а именно в развитие и реконструкцию теплосетей, ляжет на республиканский бюджет (таблица 18.4).

Таблица 18.4 - Структура инвестирования основных проектов ТЭК по отдельным источникам, %

Направление инвестирования	Объем инвестиций, млрд. руб.	Источники финансирования
		Бюджет РФ	Бюджет субъекта	Внебюджетные средства
Умеренный сценарий
Всего, в том числе:	100	100	100	100
Угольная промышленность	9			15
- строительство новых шахт и разрезов	9			15
Электроэнергетика	50	84	37	32
- строительство крупных электростанции	23	18	5	28
в том числе: Канкунская ГЭС	7	9		7
Нижне-Тимптонская ГЭС	4	5		4
Эльгинская ГРЭС	8			13
Якутская ГРЭС-2	2	4	5
ТЭС ГПЗ г. Ленск	2			4
- строительство магистральных электрических сетей	27	66	31	4
Теплоэнергетика и тепловое хозяйство	6		63	3
- перевод котельных на газ	1		9
- развитие и реконструкция тепловых сетей	5		55	3
Нефтегазовый комплекс	30			50
- разработка Талаканского НГКМ	13			21
- разработка Чаяндинского НГКМ	6			10
- строительство Ленского НПЗ	2			3
- строительство Ленского ГПЗ	3			5
- строительство Ленского ГХК	3			4
- строительство Якутского ЗСМТ	3			6
Малая энергетика	5	16
- атомные станции малой мощности	4	12
- ТЭЦ малой мощности на угле	1	3
- электросетевые объекты для подключения к энергосистеме		1
Стратегический сценарий
Всего, в том числе:	100	100	100	100
Угольная промышленность	8			13
- строительство новых шахт и разрезов	8			13
Электроэнергетика	42	83	31	26
- строительство крупных электростанции	21	17	8	24
в том числе: Канкунская ГЭС	6	9		5
Нижне-Тимптонская ГЭС	3	4		3
Эльгинская ГРЭС	6			10
Якутская ГРЭС-2	2	4	8
ТЭС ГПЗ г. Ленск	4			5
- строительство магистральных электрических сетей	22	65	23	3
Теплоэнергетика и тепловое хозяйство	7		69	3
- перевод котельных на газ	1		6
- развитие и реконструкция тепловых сетей	6		62	3
Нефтегазовый комплекс	38			58
- разработка Талаканского НГКМ	10			16
- разработка Чаяндинского НГКМ	10			15
- строительство Ленского НПЗ	2			2
- строительство Ленского ГПЗ	5			7
- строительство Ленского ГХК	9			13
- строительство Якутского ЗСМТ	3			4
Малая энергетика	5	17
- атомные станции малой мощности	3	12
- ТЭЦ малой мощности на угле	1	4
- электросетевые объекты для подключения к энергосистеме		1

В настоящее время основным источником государственного финансирования инфраструктурных проектов в энергетике являются средства Федеральных целевых программ. Среди федеральных целевых программ важнейшей по уровню государственной финансовой поддержки восточных регионов является ФЦП "Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья до 2013 г. (утверждена постановлением Правительства Российской Федерации от 15 апреля 1996 г. N 480 (в редакции постановления Правительства Российской Федерации от 21 ноября 2007 г. N 801). Однако, как показывает практика, средств, выделяемых по ФЦП, для покрытия всех инвестиционных заявок регионов хронически не хватает, и они удовлетворяются не более чем на 30-40%. В этих условиях большое значение приобретает такой источник инвестиций, как Инвестиционный фонд РФ.

Несмотря на необходимость значительного бюджетного финансирования развития ТЭК республики, все же подавляющая часть инвестиций приходится на внебюджетные источники, т.е. на частные инвестиции. Их объем составляет 656-673 млрд. руб. (67,2-66,2% от общих инвестиций).

Обеспечение частных инвестиций будет осуществляться в основном за счет амортизации, прибыли и привлеченных средств энергетических компаний, а также за счет средств компаний-потребителей электроэнергии и проч.

Важным условием дальнейшего развития в округе частно-государственного партнерства является поддержка режима стратегического планирования, как в ТЭК, так и в сопряженных с ним отраслях. Планирование объективно требует методически единообразного, согласованного обмена информацией между Администрацией округа и частными компаниями о ключевых ориентирах и инвестиционных проектах перспективного развития на территории республики. Выполнение квалифицированных обоснований промышленных комплексов по добыче цветных металлов, по добыче и использованию угля и газа, по добыче и переработке нефти и др. в республике будет создавать условия для успешного развертывания механизмов частно-государственного партнерства.

19 Организационные механизмы

(1) Структура управления

В целях обеспечения эффективного функционирования и развития ТЭК республики необходимо проведение ряда организационных мероприятий, основными из которых являются:

1. Создание единого органа, регулирующего деятельность ТЭК, включая нефтегазовый комплекс, угольную промышленность и электроэнергетику. Такой орган в форме Департамента было бы целесообразно создать в Министерстве промышленности или в Министерстве жилищно-коммунального хозяйства и энергетики.

2. В структуре Министерства жилищно-коммунального хозяйства и энергетики республики среди отраслевых департаментов обязательно должно быть предусмотрено наличие Департамента теплоснабжения, курирующего все системы и предприятия этой отрасли, независимо от форм собственности, организационно-правовых форм, уровня самостоятельности или вхождения в те или иные коммерческие или муниципальные структуры; ответственного за реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения на территории республики, включая: разработку необходимых нормативных правовых актов, нормативно-методических документов и контроль за их соблюдением; разработку разделов "Теплоснабжение" в программных документах республиканского уровня; согласование градостроительных и районно-планировочных документов; согласование (утверждение) программ развития теплоснабжающих систем ("схем теплоснабжения") городов, других поселений и промузлов республики; контроль за выполнением программ; составление и анализ отчетных, плановых и перспективных балансов тепловой энергии (мощности) по городам, муниципальным образованиям и республике в целом; мониторинг развития и функционирования теплоснабжения и т.п.

В том же министерстве среди функциональных подразделений должны обязательно быть предусмотрены Департаменты: энергосбережения и государственного энергетического надзора; энергетической безопасности, с соответствующим набором функций, вытекающих из законов об инвестиционной политике, о теплоснабжении, об энергетической безопасности.

В структуре Правительства республики необходимо предусмотреть подразделение, ответственное за предупреждение, предотвращение ситуации, при которой может быть потеряно (неприемлемо ослаблено) электроснабжение, теплоснабжение, топливоснабжение населенного пункта, отдельного его района, группы потребителей или отдельного крупного потребителя, и за ликвидацию (организацию ликвидации) последствий такой ситуации.

Представляется целесообразным создание в республике следующих межведомственных республиканских комиссий - МВРК (с участием представителей органов местного самоуправления городов и улусов):

а) МВРК по подготовке к отопительному периоду в топливно-энергетическом, жилищно-коммунальном комплексах, бюджетных учреждениях, экономике республики в целом и по проведению отопительного периода;

б) МВРК по энергетической безопасности;

в) МВРК по энергосбережению (повышению энергетической эффективности экономики республики, либо, возможно, МВРК более широкого спектра деятельности - по ресурсосбережению (включая энергосбережение, материало-сбережение, трудосбережение, сбережение финансовых ресурсов).

Статус, состав и полномочия этих комиссий требуют уточнения.

Представляется необходимым создание нескольких (по территориальному принципу) государственно-коммерческих или коммерческих Центров энергосбережения (являющегося, помимо прочего, важнейшим направлением обеспечения энергетической безопасности) для оказания организациям и населению разнообразных услуг по разработке и реализации энергосберегающих мероприятий (включая проведение энергоаудита).

Необходимо совершенствование структуры хозяйствующих субъектов (акционерных обществ и др.) в ТЭК республики, в соответствии с решениями (федерального и регионального уровня) по развитию и реформированию отраслей ТЭК. Особое внимание должно быть уделено улучшению структуры организаций в отрасли "Теплоснабжение", учитывая, с одной стороны, наибольшую запущенность, разобщенность этой отрасли, с другой - ее наибольшую социальную значимость.

(2) Стратегическое планирование

Важнейшим инструментом реализации государственной энергетической политики, в том числе обеспечения энергетической безопасности, является разработка стратегий и программ развития ТЭК республики в увязке с различными стратегиями и программами федерального уровня. Среди таких программ следует назвать Энергетическую стратегию Республики Саха (Якутия), энергетические разделы общеэкономических (социально-экономических) программных документов республиканского - или дальневосточного уровней, республиканскую программу энергосбережения, отраслевые республиканские программы по инновационному развитию (и, возможно, реформированию) электроэнергетики, теплоснабжения, угольной, нефтяной, газовой промышленности, возобновляемой энергетики. Наряду с этими программами, важную роль могут играть некоторые территориально-муниципальные программы (например, по г. Якутску, Южно-Якутскому,

Центральному, Западному и др. экономическим районам) и корпоративные программы (например, АЛРОСА, Якутскэнерго, Якутуголь, Нерюнгриуголь, Якутгазпром и др.).

В разработке и реализации, а также мониторинге всех этих программ должны участвовать государственные органы и хозяйствующие субъекты, с привлечением профильных НИИ, проектных, геологических, консалтинговых и других организаций.

(3) Мониторинг

Система мониторинга должна обеспечивать наблюдение и контроль над ходом реализации Стратегии развития ТЭК республики. При выявлении существенных отклонений от принятых параметров Стратегии развития ТЭК должны быть приняты меры, исправляющие сложившееся положение или проведена своевременная корректировка Стратегии.

20 Региональное энергетическое законодательство

Важным фактором успешной реализации Стратегии развития ТЭК республики является энергетическое законодательство, как на федеральном, так и на региональном уровнях. Энергетическое законодательство должно обеспечить правовую базу для реализации приоритетных направлений Стратегии, связанных с разработкой нефтегазовых месторождений и эффективным использованием нефти и газа, газификацией республики, развитием электроэнергетики, надежным и безопасным энерго-, топливоснабжением потребителей, энергосбережением, сдерживанием роста стоимости энергетической продукции и др.

Главными задачами, которые должно решать региональное энергетического законодательства Республики Саха (Якутия), являются:

- конкретизация и детализация норм соответствующих федеральных законов с учетом региональных особенностей;

- адаптация норм федеральных законов к условиям региона;

- правовое регулирование отношений, отнесенных федеральным законодательством к компетенции субъекта РФ и муниципальных образований, либо неурегулированных федеральным законом, но представляющихся важными органам государственной власти республики;

- встраивание энергетического законодательства в целостную, правовую систему субъекта РФ - законодательства республики, обеспечение связанности норм энергетического законодательства с нормами других законов республики.

Базовым законом регионального энергетического законодательства должен стать республиканский закон "Об основах региональной энергетической политики". Однако его положения должны базироваться на законе РФ "Об основах федеральной энергетической политики", который, к сожалению, до настоящего времени не принят.

Закон "Об основах региональной энергетической политики" должен содержать цели, основные принципы и инструменты государственной энергетической политики, правовые основы государственного регулирования и государственной поддержки в энергетической сфере на уровне субъекта РФ, основы республиканской инвестиционной, тарифно-ценовой, налоговой политики применительно к энергетическому сектору экономики, четкое распределение функций по осуществлению государственной энергетической политики между разными органами власти республики и органами местного самоуправления. Особое внимание должно быть уделено обеспечению баланса интересов производителей, поставщиков и потребителей энергоресурсов, включая население; бизнеса и государства; инвесторов, кредиторов и владельцев энергетического бизнеса, формированию и функционированию энергетического рынка, рациональному сочетанию централизованного и децентрализованного энерго-, топливоснабжения потребителей.

Помимо перечисленных требований в этом законе целесообразно сформулировать, во-первых, основные положения государственной политики в сферах энергосбережения, энергетической безопасности, теплоснабжения, газоснабжения и газификации, имея в виду более конкретное правовое регулирование в этих сферах в рамках соответствующих специализированных законов Республики Саха (Якутия); во-вторых, все правовые основы региональной политики в сферах электроэнергетики и электрификации, угольной промышленности и углеснабжения, нефтегазового комплекса - в той мере, в которой это предусматривается или будет предусмотрено соответствующими федеральными законами; в-третьих, правовые основы обеспечения экологической безопасности объектов ТЭК - во взаимосвязи с федеральным и республиканским законами об охране окружающей среды и другими актами экологического законодательства.

В этом же законе важно определить направления и механизмы реализации социальной политики в секторе энергоснабжения.

В целях эффективности деятельности по энергосбережению необходимо в действующий Закон "Об энергосбережении и эффективности использования энергии" внести ряд изменений и дополнений, обеспечивающих: 1) четкое распределение полномочий и ответственности, а также правовых норм взаимодействия Правительства республики, Министерства ЖКХиЭ, других органов исполнительной власти, надзорных и контрольных органов, органов местного самоуправления, энергоснабжающих (энергетических) организаций и организаций - потребителей энергоресурсов всех видов; 2) нормирование уровней удельной энергоемкости, энергоэффективности процессов, устройств и помещений, за невыполнение которых взимается специальная оплата (штрафы); 3) порядок и правила организации и финансирования энергетического аудита (на основе, как и в предыдущих и последующих случаях, базовых правил, установленных в федеральном законе об энергосбережении); 4) субсидирование энергосберегающих мероприятий (проектов) из бюджетов республики и муниципальных образований; 5) необходимость разработки и реализации республиканской и муниципальных программ энергосбережения; 6) мониторинг энергопотребления, энергосбережения и выполнения соответствующих программ, ведение государственного энергетического реестра и энергетических паспортов организаций; 7) публичность энергосберегающей деятельности и реального участия общественности, населения в мониторинге, разработке программ энергосбережения и контроле за их выполнением.

Закон "О теплоснабжении Республики Саха (Якутия)". Теплоснабжение (теплоэнергетика, тепловое хозяйство) - отрасль ТЭК, в регулировании (управлении) которой, после вывода ее из кризиса, федеральные власти должны принимать минимальное участие - основную роль будут играть - со стороны государства - власти субъектов РФ, органы местного самоуправления и региональное законодательство. Учитывая это, в добавление к сказанному выше о смысле формирования регионального энергетического законодательства, следует рассматривать данный закон как приоритетный объект законодательства республики. В то же время следует принять во внимание, что длительное, многодесятилетнее неблагополучие с теплоснабжением в нашей стране, глубокий кризис этой отрасли являются одной из основных угроз энергетической безопасности как России в целом, так и Республики Саха (Якутия) в особенности, и одним из главных факторов этого неблагополучия является неупорядоченность правоотношений в данной отрасли; это особо подчеркивает значение подготовки и принятия рассматриваемого закона для повышения (обеспечения) энергетической безопасности республики.

Сфера правового регулирования в рассматриваемом законе включает: а) обстоятельное и четкое распределение ответственности и полномочий в государственном регулировании и управлении развитием отрасли, установление правовых норм взаимодействия между Законодательным собранием, Правительством республики, его Министерством ЖКХиЭ, другими органами исполнительной власти, органами местного самоуправления, теплоснабжающими и энергоснабжающими организациями, организациями - потребителями тепловой энергии (включая товарищества собственников жилья); б) формирование, на базовых принципах федерального закона, государственной тарифной политики в сфере теплоснабжения и механизма ее реализации, установление ставок тарифов и надбавок (скидок) с них; в) реализация дифференцированного подхода к взаимоотношениям власти и теплового бизнеса (включая антимонопольное регулирование): дифференциация в зависимости от того, участвует ли субъект рынка в конкуренции; является естественной монополией; является монополией из-за отсутствия реальных конкурентов. Другой срез дифференциации - большой, средний, малый бизнес; г) регламентация условий и порядка заключения договора теплоснабжения; д) регламентация подготовки к отопительному периоду, включая контроль за выполнением заданий и санкции; е) более обстоятельное, чем в федеральном законе, правовое регулирование в секторе децентрализованного теплоснабжения; в сфере разработки и реализации программ развития систем теплоснабжения населенных пунктов и соответствующей единой региональной программы; в сфере мониторинга развития и функционирования теплоснабжающих систем, и др.

Закон "Об энергетической безопасности Республики Саха (Якутия)". Этот закон, как и два предыдущих, призван развить и конкретизировать правовые нормы соответствующего федерального закона, с учетом характера регионального правового регулирования и особенностей Республики Саха (Якутия), о которых говорилось выше. Основными сферами правового регулирования в этом законе республики должны стать: взаимные обязательства бизнеса и государства по предотвращению образования в республике или отдельных ее районах дефицита на рынках электроэнергии, тепловой энергии, котельно-печного и моторного топлива; аналогично, по реализации рассмотренных в п. 1 производственно-технических направлений обеспечения энергетической безопасности и соответствующих конкретных мероприятий и проектов; действия государственных органов по внеэкономическому перераспределению энергетических ресурсов в условиях чрезвычайных ситуаций, а также финансовых и других ресурсов, необходимых для надежного функционирования ТЭК республики в таких условиях; разработка, планирование, финансирование, контроль выполнения превентивных мер по обеспечению энергетической безопасности; накопление и поддержание в топливохранилищах разного уровня сезонных и страховых запасов твердого, жидкого, газообразного топлива, достаточного при расчетной чрезвычайной ситуации, и контроль наличия запасов; мониторинг энергетической безопасности республики.

Реализация рассмотренных законов потребует подготовки и принятия целого ряда нормативно-правовых актов Правительства республики и других республиканских органов исполнительной власти.

21 Экологическая политика в сфере производства и использования топливно-энергетических ресурсов

Одним из аспектов успешной реализации Стратегии развития ТЭК республики является экологическая политика, обеспечивающая сохранение качества природной среды для населения и экосистем региона при производстве и потреблении топливно-энергетических ресурсов.

Энергетическое производство оказывает существенное влияние на все элементы природной среды и в этой связи требования к экологической политике направлены на решение, как существующих проблем, так и новых, формирующихся при реализации стратегии развития энергетики республики.

В настоящее время в России в целях охраны природной среды действует более 20 федеральных законов и множество подзаконных актов. Требования законодательства в отношении действующих предприятий сводится к соблюдению ими нормативов выбросов, сбросов, лимитов водопотребления, размещения отходов и осуществлению платежей.

Экологическая политика в России определяется: Конституцией РФ (статья 42), законом 2002 г. "Об охране окружающей среды", "Земельным кодексом РФ" от 2001 г., "Экологической доктриной РФ" 2002 г. и другими нормативными документами. Совершенствование природоохранной деятельности в Российской Федерации невозможно без существенного развития государственного учета выбросов, сбросов загрязняющих веществ и образования отходов. В этой связи в декабре 2002 г. разработан Федеральный закон "О техническом регулировании", который регулирует отношения, возникающие при оценке соответствия обязательных требований к продукции, процессам производства, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации, в том числе в деле охраны природной среды.

Тем не менее, этот закон не решает всех проблем: так, например, в России в настоящее время статистической отчетностью об атмосферных выбросах не охвачены такие категории источников, как личный автотранспорт; железнодорожный, водный, воздушный транспорт; дорожные, строительные, сельскохозяйственные машины; механизмы, оснащенные двигателями внутреннего сгорания (например, на месторождениях); котельные небольшой мощности на органическом топливе. Кроме того, не ведется учет выбросов от природных источников, которые составляют по ряду веществ существенную величину, сравнимую с антропогенными выбросами (леса, заболоченные земли и озера, вулканы и др.). Существенно загрязняют атмосферу лесные пожары.

В системе управления качеством атмосферного воздуха неурегулированной остается проблема межрегионального загрязнения территорий субъектов Российской Федерации, не разработан ни механизм, ни нормативно-методические документы формирования эколого-экономических взаимоотношений между регионами.

Проведенная экологическая оценка развития топливно-энергетического комплекса республики показала, что наиболее экологически опасными объектами останутся угольные электростанции, предприятия топливодобычи и мелкие котельные. Существенному воздействию при развитии энергетики подвергаются атмосфера и земельные ресурсы. Одним из способов снижения антропогенного воздействия объектов электро-, теплоэнергетики на природную среду является улучшение структуры сжигаемого топлива - уменьшение доли использования угля и мазута, при увеличении сжигания природного газа. В Стратегии развития ТЭК такая тенденция предусматривается, однако при этом и сохраняется высокая доля угля. Добиться снижения выбросов можно за счет газификации мелких котельных или оснащения их современным пылеочистным оборудованием, а также установкой на крупных электростанциях (Нерюнгринской ГРЭС, Эльгинской ТЭЦ, Эльгинской ГРЭС) пылеочистного оборудования со степенью улавливания не ниже 99% и газоуловителей со степенью нейтрализации газовых выбросов не менее 60-70%.

Проблема образования золошлаковых отходов в республике требует принятия активных мер по размещению (строительству) золоотвалов и утилизации золошлаков. Здесь целесообразно использовать различные технологии и заполнение золошлаками выработанного пространства разрезов, и применение золы в сельском хозяйстве и дорожном строительстве и др.

Таким образом, основными направлениями и мерами природоохранной деятельности республики должны стать: стимулирование природоохранной деятельности с помощью экономических рычагов, совершенствование системы государственного регулирования и снижение антропогенной нагрузки на природную среду путем внедрения технологий очистки, утилизации отходов в производстве и использовании энергетических ресурсов.

1. Стимулирование природоохранной деятельности предприятий с помощью экономических рычагов:

- использование как поощрительных (льготы, субсидии, кредиты), так и принудительных мер, в том числе взимание экологических платежей, с учетом разработки новой нормативно-правовой базы взимания платежей, когда часть финансовых средств остается на предприятии, а не полностью уходит в бюджет;

- приведение ставки экологического налога в соответствие с реальными ущербами от загрязнения природной среды;

- повышение заинтересованности производителей конечной продукции в природоохранной деятельности, с помощью отчисления средств от платежей непосредственно этим предприятиям;

- взимание экологических платежей и штрафов необходимо производить со всех предприятий-источников выброса (крупных и мелких) с учетом их вклада в формирование уровня загрязнения, а не только количества выброса;

- разработка финансово-экономических механизмов стимулирования внедрения наилучших природоохранных технологий в энергетике.

2. Упорядочение и совершенствование системы государственного контроля и учета эффективности природоохранной деятельности на методическом и законодательном уровнях:

- совершенствование нормативно-методической базы в сфере охраны окружающей среды с учетом федерального законодательства;

- усиление контроля со стороны госэнергонадзора и государственных органов охраны природы над деятельностью предприятий во взаимодействии с федеральными органами надзора;

- создания единой сети комплексного мониторинга, охватывающей все арктические улусы и места компактного проживания коренного населения;

- проведение полной инвентаризации всех источников загрязнения атмосферного воздуха, водных объектов;

- организация систематического учета выбросов/сбросов загрязняющих веществ путем оснащения всех энергетических объектов приборами автоматического (непрерывного) контроля;

- организация методического сопровождения процедур оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС), государственной экологической экспертизы на стадии разработки и согласования инвестиционных проектов и программ, в том числе обязательная разработка каждым энергетическим объектом системы внедрения природоохранных мер с обоснованием их эколого-экономической эффективности;

- нормирование негативного воздействия на окружающую среду и разработка новых законодательных актов, учитывающих меру ответственности за экологические нарушения;

- увеличение доли инвестиций в охрану окружающей среды, ориентируясь на достижения развитых стран (2-3% от ВРП);

- обеспечение жесткого контроля за используемыми инвестиционными средствами, предназначенными для природоохранной деятельности;

- проведение энергосберегающей политики, что позволяет экономить энергоресурсы, уменьшать выбросы, снижать энергоемкость валового регионального продукта, повышать эффективность энергопотребления;

- развитие механизма взаимодействия с приграничными с республикой субъектами РФ с целью минимизации влияния трансграничного загрязнения природной среды и защиты интересов республики в обеспечении экологической безопасности;

- активизировать деятельность отраслевых НИИ, проектных и наладочных организаций, предусмотреть поддержку научных центров, с вовлечением научного потенциала в формирование и реализацию республиканских экологических и энергетических программ;

- разработка специализированных программ по охране воздушного, водного бассейнов, обращению с отходами; рекультивации нарушенных и загрязненных территорий, обеспечению воспроизводства возобновляемых природных ресурсов, обеспечению радиационной безопасности;

- обобщение результатов природоохранной деятельности на энергопредприятиях, с целью систематизации данных о внедренных и разрабатываемых методах природоохранной деятельности как в России, так и за рубежом.

3. Снижение антропогенной нагрузки на природную среду путем внедрения современных технологий очистки и повышение эффективности использования энергоресурсов:

- внедрение современных устройств пыле- и газоочистки на всех крупных энергетических предприятиях;

- рациональное замещение одного вида топлива на другой (газификация мелких угольных котельных либо оснащение современным пылеочистным оборудованием);

- внедрение системы переработки и утилизации золошлаковых отходов на крупных энергетических предприятиях;

- проведение рекультивации нарушенных земель;

- рациональное водопотребление и снижение количества загрязненных стоков за счет установки или модернизации систем очистки сточных вод на всех предприятиях энергетики;

- установка систем контроля за качеством сточных вод;

- обеспечение экологической безопасности гидротехнических сооружений республики.

Одним из направлений экологической политики при функционировании энергетических объектов республики является обеспечение высокой трудовой и технологической дисциплины, в том числе:

- совершенствование системы экологической подготовки кадров;

- внедрение дисциплинарных взысканий за нарушение технологического режима;

- усиление роли социальных программ на предприятиях ТЭК. Реализация экологической политики в республике должна обеспечиваться на основе современной информационно-аналитической базы всех энергетических объектов с целью принятия оперативных решений.

22 Перечень мер для реализации энергетической стратегии

1 Общие организационные мероприятия

1. Представить "Энергетическую стратегию Республики Саха (Якутия) на период до 2030 года" в Правительство РФ (Минтопэнерго, Минэкономразвития).

2. Подготовить и принять Постановление Президента республики "О реализации Стратегии...".

3. Создать в Правительстве республики единый орган, регулирующего деятельность ТЭК, включая нефтегазовый комплекс, угольную промышленность и электроэнергетику. Такой орган в форме Департамента целесообразно создать в Министерстве промышленности или в Министерстве жилищно-коммунального хозяйства и энергетики.

4. В структуре Министерства жилищно-коммунального хозяйства и энергетики республики создать Департамент теплоснабжения, курирующий все системы и предприятия этой отрасли, независимо от форм собственности, организационно-правовых форм, уровня самостоятельности или вхождения в те или иные коммерческие или муниципальные структуры.

5. Создать в республике межведомственные республиканские комиссии: по подготовке к отопительному периоду в топливно-энергетическом, жилищно-коммунальном комплексах; по энергетической безопасности; по энергосбережению.

6. Подготовить с учетом первоочередных мероприятий по реализации в рамках Стратегии предложения в Адресные инвестиционные программы республиканского и федерального уровней, а также в федеральные и республиканские целевые программы на финансирование в 2010 г.

7. Подготовить и принять в 2009-2010 гг. республиканский закон "Об основах региональной энергетической политики".

2 Первоочередные мероприятия в электроэнергетике

1. Поддержание в рабочем состоянии оборудования существующих электростанций и подстанций.

2. Приведение механических характеристик ВЛ в соответствие с нормативными.

3. Разработка проектной документации и обоснование инвестиций для новых объектов.

4. Разработка схемы выдачи мощности Эльгинской ГРЭС и Эльгинской ТЭЦ.

3 Первоочередные мероприятия в тепловом хозяйстве

(1) Разработка программ:

1. Программа "Повышение эффективности теплового хозяйства Республики Саха (Якутия)".

2. Схемы развития систем теплоснабжения городов и населенных пунктов Республики Саха (Якутия).

3. Программа "Организационная структура управления теплоснабжением в Республике Саха (Якутия)".

4. Программа "Разработка режимных карт для котельных".

5. Программа "Замена изношенных тепловых сетей".

6. Программа "Оснащение источников тепла, тепловых сетей и потребителей приборами измерения (температуры, давления, расхода), учета (теплосчетчиками, расходомерами) и регулирования (температуры, давления, расхода, процессов горения топлива)".

7. Программа "Оснащение приборами измерений, учета и регулирования зданий бюджетной сферы".

8. Программа "Оснащение тепловых вводов в зданиях автоматизированными тепловыми пунктами с теплообменниками".

9. Программа "Модернизация и техническое перевооружение котельных Республики Саха (Якутия)".

10. Программа "Информирование населения и общественности по вопросам эффективного использования энергии и энергосбережения".

(2) Разработка проектов:

1. Проект "Создание информационно-вычислительной базы данных о теплоснабжающих предприятиях, технико-экономических характеристиках систем теплоснабжения и потребителях Республики Саха (Якутия)".

2. Проект "Разработка и подготовка методических и нормативных документов по эксплуатации и обслуживанию систем теплоснабжения".

3. Проект "Обучение, подготовка и переподготовка кадров разных уровней".

4. Обоснование инвестиций и проектная документация по строительству новых источников теплоснабжения.

5. Проектная документация по реконструкции и модернизации котельных и тепловых сетей.

6. Обоснование использования электроэнергии для целей теплоснабжения.

4 Первоочередные мероприятия в угольной промышленности

1. Обеспечение реализуемых инвестиционных проектов необходимой проектно-сметной документацией.

2. Разработка технико-экономического обоснования создания опытно-промышленной установки по производству брикетированного полукокса.

5 Первоочередные мероприятия в нефтегазовом комплексе

1. Составление проектов разработки и обустройство месторождений нефти и природного газа, согласования и экспертизы.

2. Разработка технико-экономического обоснования создания нефтеперерабатывающего завода.

3. Разработка проектной документации и согласование ее с органами надзора и Правительством республики для проектируемых трубопроводов.

4. Разработка технико-экономического обоснования строительства газохимии-ческого# комплекса в республике.

5. Обеспечение реализации Программы газификации населения республики.

6 Первоочередные мероприятия в малой энергетике

1. Разработка Программы развития малой энергетики на базе возобновляемых источников энергии.

2. Разработка технико-экономического обоснования строительства ТЭЦ ММ в северных улусах.

3. Разработка технико-экономического обоснования строительства АТЭЦ ММ в плавучем исполнении в северных улусах.

4. Разработка проектов подключения децентрализованных потребителей в зонах влияния энергосистемы и энергоузлов (в Олекминском, Алданском, Томпонском, Усть-Майском, Хангаласском, Ленском и Вилюйском улусах) и объединения потребителей в энергоузлы для обеспечения надежности электроснабжения в северных улусах.

5. Разработка проектной документации по использованию природного газа в качестве топлива на автономных электростанциях в зоне предполагаемой газификации в Кобяйском улусе и на резервных ДЭС в Центральном и Западном энергорайонах.

7 Первоочередные мероприятия по охране окружающей среды

(1) Меры по стимулированию природоохранной деятельности предприятий с помощью экономических рычагов

Разработать и принять в законодательном порядке на республиканском уровне Положение "Об отчислении части средств от экологических платежей предприятиям-загрязнителям с обязательным использованием этих средств в природоохранные меры".

(2) Меры, связанные с упорядочением и совершенствованием системы государственного контроля и учета эффективности природоохранной деятельности

1. Органам государственного надзора республики провести полную инвентаризацию всех источников загрязнения атмосферного воздуха и водных объектов на территории республики.

2. Правительству республики обеспечить установку на энергетических предприятиях приборов автоматического (непрерывного) учета выбросов/сбросов загрязняющих веществ и осуществлять систематический контроль за выбросами/сбросами.

3. Организовать в установленном порядке санитарно-защитные зоны крупных предприятий (существующих и строящихся), не имеющих их на данный момент.

4. Правительству республики взять на контроль внедрение энергопредприятиями современных устройств (технологий) очистки выбросов/сбросов.

Заключение

Главным назначением Энергетической стратегии Республики Саха (Якутия) является определение путей и формирования условий развития топливно-энергетического комплекса республики для реализации основных приоритетов долговременной энергетической политики страны, связанных с наиболее эффективным использованием энергетического потенциала РС (Я) (природных ТЭР и производственно-экономических возможностей ТЭК) для подъема ее экономики и улучшения качества жизни населения.

Приоритеты развития ТЭК республики

- Повышение эффективности использования энергии на основе модернизации и технического перевооружения производства, внедрения энергосберегающих технологий, перехода на новые виды энергоресурсов и др.

- Скорейшее широкомасштабное освоение углеводородных ресурсов в связи с формированием нового федерального центра нефте-газодобычи# в Республике Саха (Якутия).

- Создание нефте-, газоперерабатывающей и газохимической промышленности высокого передела и ликвидация энергетической зависимости республики от завоза продуктов переработки нефти.

- Реализация республиканской программы газификации, что является одним из принципов устойчивого долговременного социально-экономического развития с целью обеспечения рационального и эффективного топливоснабжения потребителей и снижения экологической нагрузки обжитой части территории Республики.

- Реализация проекта освоения уникального, мирового значения Эльгинского месторождения для удовлетворения потребности отечественной металлургии и внутреннего и международного рынков коксующихся и энергетических углей.

- Продолжение освоения и разработка угольных и углеводородных месторождений регионального и местного значения с целью большей адаптации ТЭК к изменяющимся внешним и внутренним условиям, что в совокупности с определенной долей привозных топлив обеспечит достаточно высокий уровень энергетической безопасности потребителей.

- Рационализация энерго- и топливоснабжения децентрализованных (изолированных) потребителей, реализация "Программы оптимизации локальной энергетики РС (Я) на 2005-2015 гг.". На рассматриваемую перспективу, охватывающей до 2030 года приоритет "малой энергетики" в ряде северных районов (улусов) отдается двум источникам - жидкому (углеводородному) топливу и интенсификации энергосбережения как нового источника энергии. "Второй источник", кроме организационно-технологических мер экономики энергоресурсов, включает использование нетрадиционных источников энергии: атомной электростанции малой мощности (АЭММ), энергии ветра, солнца, малых рек и т.д., как результат внедрения энергосберегающих мероприятий, если их показатели совокупной эффективности по сравнению с использованием завозного жидкого топлива будут предпочтительнее.

- Увеличение экспортных поставок топливно-энергетических ресурсов, в первую очередь, углеводородного сырья, угля и электроэнергии в страны Северо-восточной Азии (Япония, Корея, Китай). В дальнейшем развитие глубокой переработки углеводородных ресурсов (продукция нефте-газопереработки#, газохимии), комплексной переработки углей в республике будет способствовать росту экспорта продукции с высокой добавленной стоимостью.

- Реализацию перспективного развития ТЭК республики должны обеспечивать соответствующие экономические, правовые и организационные механизмы управления. Наиболее важным и трудоемким для республики являются экономические механизмы управления, связанные с инвестиционной, ценовой, налоговой и кредитной политикой применительно к энергетике и формируемые на федеральном уровне.

Пропорции и масштабы развития ТЭК республики

На основе прогноза внутренних и внешних условий (темпы социально-экономического развития, поставки топливно-энергетических ресурсов на внутрироссийские и зарубежные рынки) сформированы два сценария развития ТЭК республики на период до 2030 г. - стратегический и умеренный.

Стратегический сценарий ориентирован на высокие темпы развития производительных сил в республике, наиболее благоприятное сочетание экономических факторов, конъюнктуры мирового энергетического рынка, высокие возможности финансирования. Умеренный сценарий, по сравнению со стратегическим, характеризуется несколько пониженными (учитывающими текущий финансово-экономический кризис): темпами социально-экономического развития, уровнями энергопотребления и объемами экспорта топливно-энергетических ресурсов.

Для рассматриваемых сценариев развития ТЭК республики потребление топливно-энергетических ресурсов за период 2007-2030 гг. возрастет:

- по электроэнергии - в 3,4 - 4,2 раза: с 6,7 млрд. кВт*ч. до 23,3 - 28,2 млрд. кВт*ч.

- по теплоэнергии - в 1,3 - 1,4 раза: с 15,3 млн. Гкал до 20,7 - 21,6 млн. Гкал.

- по котельно-печному топливу - в 3-3,5 раза: с 4,9 млн. т. у.т. до 14,7 - 17 млн. т. у.т.

В предстоящие годы для стран АТР, и особенно стран СВА, прогнозируется существенный рост потребления топливно-энергетических ресурсов, что увеличивает потенциальные возможности поставок на рынки этих стран энергоносителей из России, в том числе и из Республики Саха (Якутия).

Экспорт якутских топливно-энергетических ресурсов к 2030 г. оценивается в следующих объемах: природный газ - 6,3 - 13,2 млрд. м3, нефть - 6,2 - 8,6 млн. т., уголь - 15,9 - 16,3 млн. т., электроэнергия - 10,8 млрд. кВт*ч.

Важным направлением для республики является увеличение объемов переработки угля и сбыта качественного продукта внутрироссийских и зарубежных рынках.

Развитие ТЭК республики будет происходить за счет увеличения объемов добычи всех видов топливно-энергетических ресурсов.

За период 2007-2030 гг. добыча угля увеличится в 3,3 - 3,6 раза: с 12,2 млн. т. до 40,6 - 44,1 млн. т.

Добыча природного газа возрастет в 10,7 - 19 раз с 1,6 млрд. м3 в 2007 г. до 17,1 - 30,7 млрд. м3 в 2030 г.

Добыча нефти (включая газовый конденсат) возрастет с 0,4 млн. т. в 2007 г. до 11,7 - 15,7 млн. т. в 2030 г.

Производство электроэнергии за период 2007-2030 гг. увеличится в 5,4 - 6 раз: с 7,3 млрд. кВт*ч. до 39,7 - 44 млрд. кВт*ч.

Основные направления развития отраслей ТЭК

Электроэнергетика

Для обеспечения прогнозируемых уровней электропотребления в республике необходим ввод в эксплуатацию следующих крупных системных источников электроэнергии:

- в Южно-Якутском энергорайоне: к 2020 г. Канкунской ГЭС (1300 МВт), к 2025 г. Нижне-Тимптонской ГЭС (800 МВт), новых блоков Нерюнгринской ГРЭС (555 МВт), а также к 2020 г. Эльгинской ГРЭС (1800 МВт) для утилизации промпродукта с обогатительной фабрики Эльгинского месторождения угля и участия в обеспечении крупномасштабного экспорта электроэнергии в Китай;

- в Центральном энергорайоне: к 2015 г. Якутской ГРЭС-2 (в умеренном сценарии мощностью 380 МВт, в стратегическом - 456 МВт). Данный объект предусмотрен в проекте Стратегии социально-экономического развития Дальнего Востока, Республики Бурятия, Забайкальского края и Иркутской области на период до 2025 года;

- в Западном энергорайоне: к 2030 г. в умеренном сценарии и к 2020 г. в стратегическом ТЭС в г. Ленске (суммарной мощностью 1200 МВт) на газе для обеспечения нагрузок нефтеперерабатывающего, газоперерабатывающего и газохимического комбинатов. Для обеспечения потребности в электроэнергии на нефтегазовых месторождениях будут введены в эксплуатацию ТЭС на природном и попутном газе.

Суммарная установленная мощность электростанций республики за период 2007-2030 гг. увеличится в 3,8-4,1 раза - с 2100 МВт до 7900-8800 МВт. Значительную долю в структуре установленной мощности будут занимать ТЭС - 60-65% и ГЭС - Канкунская и Нижне-Тимтонская - 24-27%.

Стратегия предусматривает масштабное развитие на территории республики магистральных линий электропередачи. Основные трассы магистральных ЛЭП пролегают вдоль строящихся и предполагаемых к строительству трубопроводов и железных дорог и обеспечивают объединение энергорайонов республики. Основные маршруты строительства ЛЭП: Ленск - Олекминск - Алдан, Майя - Томмот - Алдан - Нерюнгринская ГРЭС - Тында - Сковородино, Табага - Майя - Хандыга - Нежданинское, Эльгинская ГРЭС - ОЭС Востока (экспортная ЛЭП). Общая протяженность линий электропередачи оценивается в 6 тыс. км., из них более 1 тыс. км. составляют ВЛ 500 кВ; суммарная мощность подстанций - около 5,5 тыс. МВА.

Малая энергетика

С целью сокращения объемов субсидирования на энергоснабжение потребителей децентрализованной зоны стратегией предусмотрены следующие мероприятия:

- строительство ТЭЦ малой мощности на угле суммарной мощностью 53 МВт в умеренном сценарии (в п. Депутатский, п. Нижнеянск, п. Зырянка, п. Сангар, с. Жиганск, г. Среднеколымск, п. Черский, п. Чокурдах) - и 69 МВт в стратегическом сценарии (дополнительно в п. Батагай, п. Белая Гора, с. Хонуу);

- строительство атомных ТЭЦ ММ в плавучем исполнении в с. Юрюнг-Хая (36 МВт), п. Усть-Куйга (30 МВт) для реализации проектов разработки месторождений Кючус и Томтор, расположенных в труднодоступных местах северных улусов, в п. Тикси (12 МВт) для обеспечения роста энергетических нагрузок из-за возобновления функционирования Северо-Восточного морского пути;

- сооружение электросетевых объектов для расширения зоны централизованного электроснабжения (в Олекминском, Алданском, Томпонском, Усть-Майском, Хангаласском, Ленском и Вилюйском улусах) и объединения потребителей в энергоузлы для обеспечения надежности электроснабжения (Белая гора - Сутуруоха, Кутана - Белькачи, Чагда - Арыктах, Зырянка - Угольное и Зырянка - Нелемное) общей протяженностью более 400 км.;

- перевод на природный газ дизельных электростанций, расположенных вдоль газопроводов: автономных в Кобяйском улусе (1,7 МВт) и резервных в Центральном (34 МВт) и Западном (30,6 МВт) энергорайонах;

- сооружение ВЭС суммарной мощностью около 1 МВт в населенных пунктах (с. Русское Устье, с. Быковский, с. Таймылыр, с. Усть-Оленек), характеризующихся наилучшими значениями ветропотенциала.

Теплоэнергетика и тепловое хозяйство

Развитие теплоснабжения в республике потребует реализации основных стратегических направлений:

- модернизация и реконструкция котельных и тепловых сетей, а также реализация энергосберегающих мероприятий для надежного функционирования и дальнейшего развития существующих систем теплоснабжения;

- строительство станций малой мощности на угле в Северном энергорайоне с целью улучшения надежности и качества теплоснабжения потребителей. Всего ввод тепловой мощности составит: в умеренном сценарии развития - 240 Гкал/ч. (8 ТЭЦ ММ), в стратегическом - 320 Гкал/ч. (11 ТЭЦ ММ), а также строительство атомных станций малой мощности в п. Усть-Куйга, с. Юрюнг-Хая и п. Тикси суммарной тепловой мощностью 64 Гкал/ч.;

- строительство Джебарики-Хайской ТЭЦ тепловой мощностью 30 Гкал/ч. и Эльгинской ТЭЦ 320 Гкал/ч. для энергоснабжения новых и развивающихся месторождений каменного угля;

- строительство 11 новых котельных для обеспечения тепловых нагрузок вновь сооружаемых крупных промышленных объектов суммарной тепловой мощностью 240 Гкал/ч. и 6 промышленных электрокотельных - 50 Гкал/ч.;

- реализация программы газификации населенных пунктов по трассе магистральных газопроводов и заречных улусов, включая перевод на сжигание природного газа котельных. В целом, в течение 2009-2030 гг. на газ должно быть переведено 386 котельных суммарной мощностью 920 Гкал/ч., при этом объем газа, потребляемого переводимыми на этот вид топлива котельными, к концу периода достигнет 266 тыс. т. у.т. Суммарная потребность в газе котельных к 2030 г. составит 881 тыс. т. у. т;

- поэтапное сокращение и исключение из топливного баланса дров и нефти, сжигаемых в централизованных котельных, путем их перевода на сжигание угля. Суммарный объем замещаемого топлива к 2030 г. составит 50 тыс. т. у.т.

К концу рассматриваемого периода суммарный ввод тепловой мощности составит 1714 Гкал/ч. в умеренном сценарии и 1794 Гкал/ч. в стратегическом. Ввод тепловой мощности на крупных электростанциях республики к 2030 г. достигнет 1120 Гкал/ч. В умеренном сценарии ввод основных тепловых мощностей предполагается в период 2011-2020 гг., в стратегическом - до 2015 г.

Угольная промышленность

В рассматриваемой перспективе в обоих сценариях развития экономики республика практически полностью обеспечена собственными ресурсами угля. Сохраняемые и в дальнейшем незначительные объемы ввоза магаданских углей обусловлены транспортной схемой и экономической целесообразностью.

Для обеспечения перспективной потребности собственных потребителей и поставок за пределы республики добыча угля в умеренном сценарии в 2030 г. возрастет до 40,6 млн. т., в стратегическом - до 44,1 млн. т.

Развитие угледобычи в республике обеспечивается за счет модернизации действующих производственных мощностей и строительства новых предприятий в Южной Якутии - разреза Эльгинский (проектной мощностью 30 млн. т.), шахт Денисовские (3 млн. т. в умеренном сценарии и 4,5 млн. т. - в стратегическом), Инаглинская (2 и 3 млн. т.), Холодниканская (1 и 1,5 млн. т. в умеренном и стратегическом сценариях соответственно), Локучакитская (1 млн. т.). Сценарии развития угольной промышленности республики отличаются, в основном, сроками ввода мощностей новых предприятий. Реализация Эльгинского проекта предусмотрена в умеренном сценарии, в основном, с 2015 г., в стратегическом - до 2015 г.

Переработка угля предусматривается на обогатительных фабриках разреза Нерюнгринский и новых шахт Южной Якутии. Объемы переработки угля возрастут к 2030 г. более чем в 6 раз - до 38,2 млн. т. в умеренном сценарии и до 40,9 млн. т. в стратегическом сценарии. В переработку угля будет вовлечено более 90% добываемого в республике угля. Выход продуктов переработки составит в 2030 г. 30,8 млн. т. в умеренном сценарии и до 33.3 млн. т. - в стратегическом.

Поставки энергетического угля потребителям Дальневосточного федерального округа возрастут с 2,6 млн. т. в 2007 г. до 4 млн. т. в 2030 г. в стратегическом сценарии и 3, 5 млн. т. - в умеренном сценарии.

Потенциально возможные объемы производства в республике коксующегося угля экспортного качества составят к 2020 г. 14,5-15 млн. т./год.

Нефтегазовый комплекс

Развитие нефтегазового комплекса зависит, прежде всего, от проведения геологоразведочных работ - для обеспечения роста объемов добычи нефти к 2030 г. до 11,5 млн. т. в умеренном сценарии и до 15,3 млн. т. в стратегическом необходимо обеспечить прирост запасов не менее 260 млн. т.

Как в умеренном, так и стратегическом сценариях основные объемы добычи предусмотрены на трех месторождениях и перспективных участках примыкающих к ним: Талаканском (в 2030 г. 6,4 млн. т. в умеренном сценарии и 8,5 млн. т. - в стратегическом), Среднеботуобинском (к 2030 г. 2,8 млн. т. в умеренном и 4,5 млн. т. - в стратегическом) и Чаяндинском (2 млн. т. к 2030 г. - в обоих сценариях).

Объем добычи природного газа к 2030 г. составит 17,1 млрд. м3 в умеренном и 30,7 млрд. м3 в стратегическом сценарии (с учетом попутных газов нефтяных месторождений) за счет разработки Средневилюйского ГКМ (3,5 млрд. м3 к 2030 г.) и Чаяндинского НГКМ (к 2030 г. 12,2 млрд. м3 в умеренном сценарии и 25,2 млрд. м. - в стратегическом).

Добыча газового конденсата на месторождениях республики увеличится к 2030 г. до 363 тыс. т. в умеренном сценарии и до 564 тыс. т. - в стратегическом.

В перспективе нефте-, газоперерабатывающий комплекс республики формируется на основе:

- четырех комплексов по выпуску нефтепродуктов: нефтеперерабатывающего завода в г. Ленске; завода по переработке газового конденсата в п. Кысыл-Сыр и завода синтетических моторных топлив в Центральной Якутии и в г. Алдане;

- газоперерабатывающего завода в г. Якутске (модернизация существующих мощностей) и газохимического комплекса в г. Ленске. Нефтеперерабатывающий завод в г. Ленске мощностью 1 млн. т./год предусматривает переработку нефти Среднеботуобинского НГКМ с 2016 г. К 2020 г. Ленский НПЗ практически полностью покроет потребность в нефтепродуктах Западного энергорайона.

Мощность завода по переработке газового конденсата месторождений Вилюйской группы в п. Кысыл-Сыр оценивается в 2015 г. в 150 тыс. т./год.

Функционирование заводов синтетических моторных топлив в г. Якутске по переработке 2000 млн. м3/год природного газа предусмотрено с 2030 г. в умеренном сценарии и с 2015 г. - в стратегическом, соответственно по переработке 1320 млн. м3/год природного газа в Алданском заводе синтетических моторных топлив.

Ввод в эксплуатацию завода по переработке природного газа в умеренном сценарии мощностью 12,6 млрд. м3 предполагается в 2030 г., в стратегическом мощностью 25,7 млрд. м3 - с 2016 г. В результате газоразделения предусмотрено получение этана, пропана, бутанов, которые являются исходными продуктами для получения различных видов химической продукции. В этой связи предусмотрено создание газохимического комплекса. Химическая продукция будет использоваться как в республике, так и поставляться в соседние регионы и на внешний рынок.

В 2030 г. объем производства светлых нефтепродуктов составит порядка 1820 тыс. т., в том числе бензина 500-505 тыс. т., керосина - 305 и дизельного топлива 1010 тыс. т. Для обеспечения перспективной потребности республики в нефтепродуктах потребуется ввоз незначительного количества дизельного топлива и керосина. При этом избыток бензина предлагается вывозить за пределы республики.

Значительные поставки нефти за пределы республики предусматриваются после ввода нефтепроводной системы ВСТО с объемами в 2030 г.: 10,4 млн. т. в умеренном сценарии и 14,4 млн. т. - в стратегическом.

Поставки природного газа за пределы республики предусматриваются после создания газопроводной системы на Дальнем Востоке (в период с 2016-2020 гг.). В суммарной добыче газа его доля поставок за пределы республики в 2030 г. составит 61% в умеренном сценарии, и 72% - в стратегическом сценарии.

Капитальные вложения, риски и механизмы реализации стратегии развития ТЭК

Развитие ТЭК республики в период 2009-2030 гг. потребует крупных инвестиционных вложений - в размере 1,3-1,7 трлн. руб. Основными источниками финансирования являются: собственные средства организаций, включая (кредиты иностранных и отечественных банков, страховых компаний, венчурных фондов, лизинговых компаний и др.), и средства бюджетов всех уровней.

Развитие ТЭК обеспечит на уровне 2030 г. дополнительный вклад в производство ВРП республики в объеме 278-466 млрд. руб. (30-45% прогнозируемого ВРП). Налоговые поступления от предприятий ТЭК республики в бюджеты всех уровней к 2030 г. оцениваются в 123,4-180,7 млрд. руб.

Реализация стратегии развития ТЭК республики связана со многими рисками - внутренними и внешними.

К основным внутренним рискам относятся:

- темпы социально-экономического развития республики и смежных территорий, определяющие внутреннюю потребность в топливно-энергетических ресурсах и возможность их поставок на внутрироссийские рынки;

- инвестиционные риски, которые влияют на сроки и масштабы разработки месторождений угля и углеводородов, строительство новых энергетических объектов и транспортно-энергетической инфраструктуры и др.;

- государственное регулирование процессов в ТЭК;

- демографическая ситуация в республике.

К основным внешним рискам относятся:

- конъюнктура энергетических рынков в странах АТР и СВА, влияющая на потенциальные возможности экспорта топливно-энергетических ресурсов из России, в том числе и из Республики Саха (Якутия);

- переговорные процессы по объемам экспорта энергоресурсов, позволяющие задать определенную очередность и этапность поставок;

- привлечение иностранных инвестиций и др.

Для снижения рисков реализации стратегии развития ТЭК республики необходимо:

1) принять на Правительственном уровне долгосрочную программу социально-экономического развития Дальнего Востока, Республики Бурятия, Забайкальского края и Иркутской области на период до 2025 г.;

2) разработать Программы развития отраслей ТЭК Восточной Сибири и Дальнего Востока, в которых должны быть окончательно приняты схемы транспорта топливно-энергетических ресурсов, а также места расположения новых нефте-, газоперерабатывающих и газохимических комплексов;

3) ускорить переговорные процессы по заключению долгосрочных контрактов на поставки ТЭР в страны АТР и СВА и по привлечению иностранных инвестиций в развитие ТЭК восточных регионов России;

4) совершенствовать механизмы государственного регулирования развития ТЭК республики;

5) разработать на государственном уровне программу привлечения и закрепления населения на Дальний Восток, в том числе и в Республике Саха (Якутия) и др.

Основными механизмами реализации стратегии являются экономические, инвестиционные, организационные и институциональные меры:

налоговое регулирование

- освобождение от налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) угледобывающих предприятий с наихудшими горно-геологическими условиями;

- предоставление налоговых льгот в начальный период разработки месторождений углеводородов;

- отказ от налога за пользование водными объектами для вновь строящихся гидроэнергетических объектов

бюджетная политика

- увеличение федеральных расходов на проведение геологоразведочных работ по нефти и газу;

- обеспечение финансирования развития коммунальной энергетики за счет средств бюджета всех уровней и частных инвесторов

ценовая и тарифная политика

- недопущение развития инфляционных процессов за счет чрезмерного роста цен на топливо и энергию;

- установление рационального соотношения цен на различные виды энергоресурсов исходя из теплотворной способности и потребительского эффекта;

- поощрение энергосбережения;

- социальное выравнивание в расходах населения на оплату услуг энергоснабжения

инвестиционные механизмы

- привлечение частных инвестиций и средств энергетических компаний;

- развитие частно-государственного партнерства

региональное законодательство

- адаптация норм федеральных законов к условиям региона;

- обеспечение нормативно-правовой базы для реализации стратегии развития ТЭК

экологическая политика

- экономическое стимулирование природоохранной деятельности;

- внедрение технологий очистки, утилизации отходов в производстве и использовании энергетических ресурсов

Реализация стратегии развития ТЭК республики позволит:

- обеспечить надежную и эффективную работу ТЭК, развитие производственного потенциала нефтегазового комплекса, угольной отрасли, электро-, теплоэнергетики;

- повысить глубину переработки топливно-энергетических ресурсов и увеличить объемы производства продукции с высокой добавленной стоимостью;

- сформировать рациональный топливно-энергетический баланс;

- обеспечить надежное энергоснабжение изолированных районов с использованием возобновляемых и местных источников энергии;

- повысить энергоэффективность использования топливно-энергетических ресурсов;

- обеспечить экологическую эффективность и социальную ответственность ТЭК.

____________________

1 ТЭК России/Приложение к журналу "Минтоп". - Цены декабря. - М., 2008. - С. 23.

2 Государственный доклад о состоянии и охране окружающей среды Республики Саха (Якутия) в 2007 году/Министерство охраны природы Республики Саха (Якутия). - Якутск: "CMYK-MASTER", 2008. - www.nature.ykt.ru/article.htm

3 Государственный доклад "О состоянии и об охране окружающей среды Российской Федерации в 2006 году", М.: Министерство природных ресурсов Российской Федерации совместно с АНО "Центр международных проектов", 2007. - с. 500 (электронная версия: http://www.mnr.gov.ru)

4 Генеральная схема развития электроэнергетики РФ до 2020 года. - М.: Министерство энергетики РФ, 2007

5 Справочник по проектированию электрических сетей/Под ред. Д.Л. Файбисовича. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. - 320 с.

6 Энергетическое оборудование для использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии./Под ред. В.И. Виссарионова - М.: ООО фирма "ВИЭН", 2004. - 448 с.; Официальные сайты компаний www.hited.ru, www.ctnterru.ru, www.st-diesel.ru/catalogue.html, www.sakhalinmachinery.ru, www.esist.ru

7 Энергетическое оборудование для использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии./Под ред. В.И. Виссарионова - М.: ООО фирма "ВИЭН", 2004. - 448 с. и прайс-листы производителей.

8 Высокопроизводительная ветроэлектрическая установка NW 22-150 НY/Стандарт номенклатуры. 2008. - 29 с.

9 http://www.turbowinds.com

10 Энергетическое оборудование для использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии./Под ред. В.И. Виссарионова - М.: ООО фирма "ВИЭН", 2004. - 448 с. и прайс-листы производителей.

11 А.Ф. Константинов. Нетрадиционные энергоисточники Якутии/Отв. ред.: Н.С. Бурянина. - Якутск: Изд-во ЯНЦ СО РАН, 2006. - 212 с.

12 Энергетическое оборудование для использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии/Под ред. В.И. Виссарионова - М.: ООО фирма "ВИЭН", 2004. - 448 с. и прайс-листы производителей.

13 Предложения по созданию производственных мощностей по глубокой переработке углей месторождений Дальнего Востока/Отчет о научно-исследовательской работе "Современное состояние и возможности угольной промышленности Дальнего Востока в обеспечении энергетической безопасности региона", Часть 3, - Владивосток: ОАО "Дальвостниипроектуголь", 2009. - 66 с.

14 Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 28 августа 2003 г. N 1234-р. - М., сентябрь 2003. - 118 с.

15 Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР (утверждена приказом Минпромэнерго России от 03.09.07 N 340)

16 Стратегия развития химической и нефтехимической промышленности России на период до 2015 года. Утверждена приказом Минпромэнерго России от 14 марта 2008 г. N 119. (http://www.minprom.gov.ru)

17 Проект "Программы развития нефтеперерабатывающих мощностей в районах Восточной Сибири и Дальнего Востока", разрабатываемой Минпромэнерго России во исполнение поручения Правительства Российской Федерации от 23 октября 2006 г. N СН-П9-582с.

18 ООО Сибирский НТЦ нефти и газа. Новосибирск, 2008.

19 Стратегия развития нефтяной и газовой промышленности Республики Саха (Якутия) до 2030 года./Правительство Республики Саха (Якутия): Якутск, 2007. - 35 с.

20 Стратегия развития химической и нефтехимической промышленности России на период до 2015 года. Утверждена приказом Минпромэнерго России от 14 марта 2008 г. N 119. (http://www.minprom.gov.ru)

21 Проект "Программы развития нефтеперерабатывающих мощностей в районах Восточной Сибири и Дальнего Востока", разрабатываемой Минпромэнерго России во исполнение поручения Правительства Российской Федерации от 23 октября 2006 г. N СН-П9-582с.

22 Государственная целевая программа "Газификация населенных пунктов Республики Саха (Якутия) в 2007-2011 годах и основные направления газификации до 2020 года", утвержденная Правительством республики в 2006 г., Якутск, 2006. - 87 с.

23 Основные направления развития нефтяной и газовой промышленности Республики Саха (Якутия) до 2030 года./Институт проблем нефти и газа СО РАН: Якутск, 2008. - 42 с.

24 Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР разработана в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 16.07.2002 N 975-р.

25 Стратегия развития химической и нефтехимической промышленности России на период до 2015 года. Утверждена приказом Минпромэнерго России от 14 марта 2008 г. N 119. (http://www.minprom.gov.ru)

26 Доклад министра промышленности и энергетики РФ В.Б. Христенко "О стратегии развития химической и нефтехимической промышленности России на период до 2015 г." на заседании Правительства РФ, ноябрь 2007 г.

27 Кондратьев А.С. Перспективы развития нефтегазоперерабатывающей и газохимической промышленности Республики Саха (Якутия)./Материалы третьего Дальневосточного международного экономического форума, сентябрь-октябрь 2008 г. Якутск, 2008 г. (http://www.dvforum.ru/doklads/ks3_Kondr.aspx)

28 Методы и модели разработки региональных энергетических программ/Санеев Б.Г., Соколов А.Д., Агафонов Г.В. и др. - Новосибирск: Наука, 2003. - 140 с.

29 Сборник методик по расчету выбросов в атмосферу загрязняющих веществ различными производствами. - Ленинград, Госкомгидромет, 1986. - С. 1-27

30 Методика определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при сжигании топлива в котлах производительностью менее 30 тонн пара в час или менее 20 Гкал в час. - М. Госкомитет РФ по охране окружающей среды, 1999. - 49 с.

31 Методики определения валовых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от котлов тепловых электростанций. М., СПО Союзтехэнерго, 1984. - 18 с.

ГАРАНТ:

Текст приложения и графические объекты 8.41 - 18.2 будут представлены в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ