А.2 Текущие результаты реализации ЭС-2030

А.2 Текущие результаты реализации ЭС-2030

1. Результаты реализации ЭС-2030 по основным направлениям государственной энергетической политики.

Ход реализации Энергетической стратегии России на период до 2030 года в рамках основных направлений государственной энергетической политики характеризуется следующим.

В сфере государственного регулирования внутренних энергетических рынков достигнуты следующие результаты:

1. 
   создание базовых институтов внутреннего энергетического рынка (получила развитие биржевая торговля нефтью и нефтепродуктами, установлены обязательные минимальные доли реализуемых на бирже доминирующими субъектами рынка нефтепродуктов; возобновилась электронная торговля газом по свободным ценам, разрешено реализовывать природный газ как на товарных биржах, так и на зарегистрированных электронных торговых системах, смягчены требования к условиям поставки газа при заключении договоров на организованных торгах; завершено формирование системы торговли электрической энергией на основе конкурентного отбора ценовых заявок участников рынка в режиме на сутки вперед);
   
2. 
   законодательное обеспечение прозрачного и недискриминационного порядка доступа для всех участников рынка к энергетической инфраструктуре (магистральным трубопроводам, электрическим и тепловым сетям) и улучшение внутрикорпоративных процедур в этой сфере. В частности, был утвержден план мероприятий по развитию конкуренции на газовых рынках и в сфере трубопроводного транспорта, скорректированы правила обеспечения доступа независимых организаций к газотранспортной системе ОАО «Газпром».
   
3. 
   либерализация рынка электроэнергии для промышленных потребителей; сохранение государственного регулирования тарифов инфраструктурных компаний в сфере электроэнергетики (на передачу электроэнергии по сетям и диспетчеризацию); сохранение государственного регулирования тарифов на электроэнергию, отпущенную населению в неценовых зонах (Калининградская и Архангельская области, Республика Коми, Дальний Восток);
   
4. 
   уточнение правил работы оптовых и розничных рынков электроэнергии, повышение степени защищенности потребителя от необоснованного повышения цен, завышения платы за подключение к электрическим сетям и необоснованных ограничений подключаемой мощности;
   
5. 
   увеличение доли независимых производителей газа на внутреннем рынке и появление возможности их выхода на внешний рынок СПГ;
   
6. 
   ужесточение антимонопольного законодательства в целях пресечения картельных сговоров и технологического монополизма, развитие процедур антимонопольных расследований и контроля;
   

1. 
   создание стимулирующих условий для разведки и добычи углеводородов в восточных регионах страны и на континентальном шельфе Российской Федерации, на малых и выработанных месторождениях (за счет введения временных освобождений от вывозных таможенных пошлин, льгот и освобождений по налогу на добычу полезных ископаемых, налогу на имущество, ввозным таможенным пошлинам на оборудование, не производимое в России, а также ускоренной амортизации);
   
2. 
   внедрение механизма предоставления льгот по вывозной таможенной пошлине на нефть для месторождений в новых регионах; введение системы вывозных таможенных пошлин на нефть и нефтепродукты, нацеленной на развитие нефтепереработки (при сохранении стимулов в нефтедобыче);
   
3. 
   введение системы дифференциации акцизов на моторное топливо по классам топлива в целях повышения качества нефтепереработки;
   
4. 
   принятие решения об осуществлении «налогового маневра» в нефтяной отрасли, который предусматривает, в частности, сокращение вывозных таможенных пошлин на нефть с одновременным увеличением ставки НДПИ на нефть и газовый конденсат;
   
5. 
   разработка и внедрение усовершенствованной системы расчета налога на добычу полезных ископаемых в газовой отрасли с учетом макроэкономических параметров и особенностей разработки месторождений;
   
6. 
   введение гибкой системы обложения налогом на добычу полезных ископаемых в угольной отрасли с учетом параметров производственной безопасности.
   

1. 
   продвижение на пути формирования и антимонопольного контроля внутренних цен топлива по принципу равной эффективности с ценами внешних рынков;
   
2. 
   принятие решения об отмене регулирование цен на тепловую энергию, поставляемую теплоснабжающими организациями потребителям. Утверждена Дорожная карта по внедрению целевой модели рынка теплоэнергии, которая предполагает, в частности, установление предельной цены на энергию из общей тепловой сети с применением метода «альтернативной котельной» с использованием формулы, включающей технико-экономические параметры последней с учетом региональных особенностей
   
3. 
   реализация политики по переходу к равной доходности поставок газа для внутренних и внешних потребителей (цены net-back) с выходом на уровень равнодоходности не ранее второго этапа реализации настоящей Стратегии, с учетом необходимости компенсирующих мер для смягчения ценового шока для потребителей и спецификации ценообразования в разных зонах внутреннего рынка газа;
   
4. 
   повышение прозрачности внутреннего рынка угля за счет введения регистрации внебиржевых контрактов и ориентации на цены равной доходности с европейским и азиатским рынками угля;
   
5. 
   переход к долгосрочным тарифам в соответствии с принятыми в 2009 году Основными направлениями государственной тарифно-ценовой политики в инфраструктурном секторе.
   

1. 
   принятие Федерального закона от 23 ноября 2009 года №261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» и ряда подзаконных нормативных правовых актов, направленных на реализацию положений данного Федерального закона;
   
2. 
   утверждение государственной программы Российской Федерации «Энергоэффективность и развитие энергетики»;
   
3. 
   формирование государственных программ субъектов Российской Федерации, муниципальных программ в области энергосбережения и энергоэффективности;
   
4. 
   разработка и реализация мероприятий и программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности крупных потребителей энергетических ресурсов (как частных, так и с государственным участием);
   
5. 
   развитие систем энергоменеджмента на крупнейших предприятиях, внедрение мероприятий по энергосбережению в жилищно-коммунальном хозяйстве и в быту;
   
6. 
   развитие государственных информационных систем в области энергосбережения и повышения энергоэффективности;
   
7. 
   формирование на федеральном уровне требований к энергетической эффективности различных видов продукции и правил определения классов энергоэффективности отдельных товаров;
   
8. 
   создание стимулирующих налоговых условий для производства и использования наиболее энергоэффективного оборудования, в частности законодательное закрепление права применять к основной норме амортизации специальный коэффициент к основным фондам – объектам, имеющим высокую энергоэффективность;
   
9. 
   принятие ряда нормативных актов по организации энергетических обследований, составлению по их результатам энергетических паспортов организаций с последующим сбором, анализом и систематическим использованием указанной информации, содействие в организации саморегулирования в этой области.
   

В истекший период были созданы научные основы, разработаны технологии и опытно-промышленные образцы оборудования и материалов по ряду технологических направлений.

Была обеспечена положительная динамика изменений в сферах научно-технологической кооперации науки и энергетического бизнеса, восстановления центров подготовки кадрового потенциала для обеспечения научно-технических потребностей энергетического сектора.

Был принят План мероприятий по снижению зависимости российского топливно-энергетического комплекса от импорта оборудования, технических устройств, комплектующих, услуг иностранных компаний и использования иностранного программного обеспечения, а также по развитию нефтегазового комплекса Российской Федерации. Была утверждена «дорожная карта», представляющая собой комплекс мероприятий по совершенствованию механизмов государственного стимулирования и поддержки внедрения инновационных технологий и современных материалов в отраслях ТЭК России.

1. 
   Некоторый рост общего финансирования геологоразведочных работ из федерального бюджета в целом.
   
2. 
   Прирост запасов углеводородов в России в ретроспективном периоде превышал добычу нефти и газа. Всего за период с 2005 года добыча нефти и конденсата составила 4,2 млрд тонн, а прирост запасов – 6,2 млрд тонн, добыча газа составила 5,5 трлн куб. м, а прирост запасов – 7,4 трлн куб. м. Следует отметить, что значительная часть прироста запасов осуществляется не за счет открытия новых месторождений, а за счет переоценки запасов в результате проведения геологоразведочных работ на действующих месторождениях.
   
3. 
   Утверждение и начало реализации Государственной программы Российской Федерации «Воспроизводство и использование природных ресурсов».
   
4. 
   Утверждение классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов
   
5. 
   Утверждение плана комплексного стимулирования освоения месторождений углеводородного сырья на континентальном шельфе Российской Федерации и в российской части (российском секторе) Каспийского моря.
   
6. 
   Повышение достоверности учета запасов топливно-энергетических ресурсов и внедрение принципов сквозного управления месторождениями топливно-энергетических ресурсов на всех стадиях – от поисковых работ до завершения разработки и ликвидации месторождения.
   
7. 
   Совершенствование нормативно-законодательной базы в области недропользования и управления государственным фондом недр: в частности, установлены единые правила учета обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти, а также фактических потерь при ее добыче; установлена возможность изменения границ лицензионных участков; установлено, что приобретение права пользования участками недр федерального значения возможно только по результатам аукционов при выявлении победителя на основе размера разового платежа за право пользования участком недр; разрешена добыча общераспространенных полезных ископаемых без отдельных лицензий внутри лицензионных участков; уточнены основания выплаты вознаграждения за выявление месторождения полезного ископаемого; урегулирован порядок определения размера ставки регулярного платежа за пользование недрами по каждому участку, на который выдается лицензия и т. д.
   

1. 
   уменьшение диспропорций в структуре потребления энергоресурсов и в энергообеспеченности различных регионов страны с сохранением уровня обеспеченности энергоресурсами Европейской части страны;
   
2. 
   снижение уровня концентрации добычи углеводородов в Западной Сибири (на 10%) за счет развития их добычи в других регионах страны;
   
3. 
   осуществление приоритетного развития топливно-энергетических баз в регионах с богатыми, но недостаточно освоенными ресурсами ТЭР, в рамках соответствующих федеральных целевых программ (Дальний Восток, Забайкалье, Калининградская область, Северный Кавказ и др.);
   
4. 
   усиление энергетических связей между регионами за счет развития энергетической инфраструктуры (нефте- и газопроводов, линий электропередачи);
   
5. 
   принятие комплекса мер по законодательному разграничению полномочий и ответственности в энергетике между федеральными, региональными органами исполнительной власти и органами местного самоуправления, прежде всего в области теплоснабжения, энергетической инфраструктуры;
   
6. 
   отмена в 28 субъектах Российской Федерации механизма «последней мили».
   

1. 
   ужесточены экологические требования в области недропользования;
   
2. 
   разработан комплекс мер по эффективному использованию попутного нефтяного газа;
   
3. 
   разработаны и приняты меры по стимулированию производства и потребления моторного топлива с улучшенными экологическими характеристиками, соответствующего международным нормам и стандартам;
   
4. 
   в рамках комплекса мероприятий по реструктуризации угольной промышленности проведены работы по рекультивации земель и улучшению экологической ситуации;
   
5. 
   разработана система государственной экологической экспертизы инвестиционных проектов в энергетике.
   

1. 
   рост реальной заработной платы работников отраслей ТЭК;
   
2. 
   повышение качества поставляемых на розничный рынок ТЭР;
   
3. 
   продолжение реализации мер социальной поддержки в рамках реструктуризации угольной промышленности (предоставление бесплатного пайкового угля, дополнительное пенсионное обеспечение, содействие в приобретении (строительстве) жилья, создание новых рабочих мест, содействие переселению семей шахтеров из неперспективных шахтерских городов и поселков);
   
4. 
   сокращение общего травматизма в ТЭК (в добыче угля – более чем в 2 раза);
   
5. 
   реализация проектов по совершенствованию социальной инфраструктуры в районах добычи энергоресурсов, особенно в регионах с экстремальными природно-климатическими условиями;
   
6. 
   осуществление комплекса мероприятий по профессиональной подготовке и повышению квалификации работников топливно-энергетического комплекса;
   
7. 
   апробация механизма адресных субсидий в энергетике;
   
8. 
   повышение роли отраслевых соглашений между работодателями отрасли и профессиональными союзами работников.
   

1. 
   умеренно рос суммарный экспорт ТЭР, прежде всего нефтепродуктов (особенно мазута) и угля, при снижении экспорта нефти и газа;
   
2. 
   реализованы масштабные проекты по строительству экспортной энергетической инфраструктуры (БТС-2, нефтепродуктопровод «Север», газопровод «Северный поток», нефтепровод Восточная Сибирь – Тихий океан, расширение Каспийского трубопроводного консорциума, газопровод Сахалин – Хабаровск – Владивосток), начато строительство газопровода «Сила Сибири»;
   
3. 
   существенно увеличены темпы создания АЭС за рубежом по российским проектам;
   
4. 
   продолжает развиваться практика обмена энергетическими активами российских и зарубежных компаний;
   
5. 
   завершен переход на рыночные отношения в сфере поставок газа в страны ближнего зарубежья;
   
6. 
   осуществлен выход России на мировой рынок сжиженного природного газа;
   
7. 
   подписаны контракты на поставку газа и нефти в Китай. Поставки газа будут осуществляться как по «восточному», так и по «западному» маршруту.
   
8. 
   продолжается энергетический диалог с крупнейшими странами потребителями и производителями энергии (прежде всего, с Китаем и США), с крупными региональными объединениями стран (Европейский Союз, Евразийское экономическое сообщество и др.) и международными организациями (Шанхайской организацией сотрудничества, ОПЕК, Форумом стран-экспортеров газа, МЭА и др.)
   

При добыче нефти 525 млн т, Россия остается в числе мировых лидеров, обеспечивая около 13 процентов мировой нефтедобычи. Россия экспортирует порядка 73–74 % своей добычи жидкого топлива (31 % в форме нефтепродуктов и 43 % в форме сырой нефти). За прошедшие годы несколько изменилась географическая структура экспорта сырой нефти: порядка 65 % сырой нефти идет в ЕС, 12 % – в СНГ и уже 23 % было поставлено в АТР. Основным направлением экспорта российских нефтепродуктов также является европейский рынок. Доля рынка Европы для России остается весьма важной, а для ЕС доля российской нефти и нефтепродуктов составляет более 32 % потребления, что выше уровня 2008 года.

Россия в 2014 году занимала второе место в мире (после Ирана) по запасам природного газа (17 % мировых запасов) и второе место (после США с учетом сланцевого газа) по объемам его ежегодной добычи (18 % мировой добычи). Основной объем природного газа поставляется на внутренний рынок (около 60 % товарной продукции ОАО «Газпром»). В мировом экспорте российский газ составляет почти 20 % (без учета транзита среднеазиатского газа). Российские поставки вместе с трубопроводными поставками из Алжира, Норвегии и СПГ (из различных стран) обеспечивают как европейский газовый рынок, так и рынки стран Содружества Независимых Государств. В общем объеме потребления газа в странах зарубежной Европы (включая Турцию, но без стран Содружества Независимых Государств) на российский газ приходится около 25 %. Российская газотранспортная система также играет важную роль в обеспечении поставок центральноазиатского газа в Европу. В российском экспорте газа растет доля СПГ – почти 8 % с текущей ориентировкой на АТР, хотя с потенциальными возможностями в будущем и для Европы.

Россия удерживает второе место в мире по запасам угля (18 процентов мировых запасов), шестое место по объемам ежегодной добычи (4,5 процентов мировой добычи) и обеспечивает около 12 процентов мировой торговли энергетическим углем. Российский уголь играет важную роль в балансах Китая и ЕС. Уголь (несмотря на высокие выбросы СО₂ при его сжигании) стал играть все возрастающую роль в энергетике ЕС в послекризисные годы в связи с падением цены квот на выбросы и временным частичным вытеснением углем природного газа (из-за его сравнительной дешевизны).

Доля российской атомной энергетики составляет 7 процентов мирового рынка производства электрической энергии на атомных электростанциях, 19 процентов мирового рынка реакторостроения, 42 процента мирового рынка обогащения урана и 13,2 процента мировой добычи природного урана.

2. Результаты реализации ЭС-2030 по отраслям топливно-энергетического комплекса

За время, прошедшее с начала реализации Энергетической стратегии России на период до 2030 года, российский энергетический сектор развивался преимущественно в рамках основных прогнозных тенденций, предусмотренных указанным документом, несмотря на некоторые отклонения базовых экономических индикаторов развития страны и внешнеэкономических условий от прогнозов их значений в 2008-2009 годах.

При фактическом увеличении ВВП к 2014 году на 5,8 % к уровню 2008 года и нарастающем отклонении его динамики от прогнозного коридора ЭС-2030, фактический прирост добычи и производства топливно-энергетических ресурсов составил 4,0 % к уровню 2008 года. По итогам 2014 года он на 2,2 % превысил минимальный целевой показатель на конец первого этапа реализации ЭС-2030. При этом внутреннее потребление топливно-энергетических ресурсов выросло на 1,0 % к уровню 2008 года, оказавшись ниже прогнозных значений ЭС-2030. Вероятность достижения прогнозных значений в 2015 году, даже в их минимальном варианте, достаточно мала. Высокая эластичность показателей развития энергетики и экономики сохраняется, прежде всего, в связи с недостаточным ростом энергоэффективности. Достижение целевых значений по душевому потреблению первичных топливно-энергетических ресурсов и душевому потреблению электроэнергии в к концу первого этапа реализации ЭС-2030 маловероятно. Вместе с тем, по душевому потреблению моторного топлива прогнозируемый уровень первого этапа уже превышено в связи с быстрым ростом автопарка в стране.

При росте мировых цен на нефть с 94 долл. США за баррель в 2008 году до
97,6 долларов США в 2014 году экспорт топливно-энергетических ресурсов за тот же период вырос на 8,2 %.

Вместе с тем, если количественные индикаторы развития энергетического сектора укладываются в прогнозное поле ЭС-2030, то качественные показатели работы отраслей ТЭК улучшаются недостаточно быстро.

В целом данные свидетельствует о достаточной обоснованности прогнозов развития энергетического сектора страны, предусмотренных ЭС-2030.

Рассматривая современное состояние сырьевой базы топливно-энергетического комплекса, следует отметить следующее.

Россия обладает значительными ресурсами нефти. По данным Минприроды России, к 2014 году запасы нефти в стране составляли 17,8 млрд т по категориям А+В+С1, и 10,9 млрд т по категории С2 (с учетом запасов на месторождениях полуострова Крым). Вместе с тем начальные запасы нефти разрабатываемых месторождений уже выработаны более чем на 50 процентов, в европейской части – на 65 процентов, в том числе в Урало-Поволжье – более чем на 70 процентов. Степень выработанности запасов крупных активно осваиваемых месторождений приближается к 60 процентам. Но при этом степень разведанности ресурсов нефти России составляет менее 40 %. Процентное соотношение накопленной добычи нефти к начальным суммарным ресурсам составляет менее 20 %. Это говорит о большом ресурсном потенциале недр страны.

Текущая добыча нефти на 77 процентов обеспечивается отбором из запасов крупных месторождений, обеспеченность которыми составляет 8–10 лет. Сумма разведанных и предварительно оцененных запасов легкой нефти составляет более 70 % от общего объема, из них около 20 % – это запасы залежей и месторождений введенных в разработку в последние 5 лет. Увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов. При этом вновь подготавливаемые запасы часто сосредоточены в средних и мелких месторождениях. В соответствии с современными тенденциями, освоение и разработка даже мелких месторождений становится рентабельной в районах с хорошо развитой инфраструктурой нефтегазовой промышленности, где новые залежи вовлекаются в разработку для поддержания текущих уровней добычи.

Прогнозные ресурсы газа оцениваются в 164,5 трлн куб. м, в том числе на континентальных шельфах Российской Федерации – 64 трлн куб. м. Разведанные балансовые запасы газа промышленных категорий А+В+С1 к 2014 году составляли 49 трлн куб. м, в том числе на континентальных шельфах Российской Федерации – 8,2 трлн куб. м.

Структура запасов газа в России более благоприятная, чем структура запасов нефти, однако тенденции ее изменений сходны с нефтяной промышленностью. Проблемы освоения запасов газа связаны с сокращением находящихся в промышленной разработке высокопродуктивных, залегающих на небольших глубинах запасов, сложными природно-климатическими условиями и удаленностью будущих крупных центров добычи газа от сложившихся центров развития газовой промышленности (Восточная Сибирь, Дальний Восток, полуостров Ямал, континентальный шельф арктических морей). Возникает необходимость освоения значительных запасов низконапорного газа, увеличиваются в составе разведанных запасов доли жирных, конденсатных и гелийсодержащих газов, требующих для эффективной разработки создания соответствующей газоперерабатывающей инфраструктуры.

Запасы газа некоторых базовых разрабатываемых месторождений Западной Сибири – основного газодобывающего региона страны, таких как Медвежье и Ямбургское выработаны на 76–79 %, и эти месторождения перешли в стадию падающей добычи. Уникальное Уренгойское месторождение выработано на 54 %.

Начальные суммарные извлекаемые ресурсы углеводородов континентального шельфа России составляют 90,3 млрд тонн условного топлива (из которых свыше 16,5 млрд тонн нефти с конденсатом и 73,8 трлн куб. м газа). Основная часть этих ресурсов (около 70 процентов) приходится на континентальные шельфы Баренцева, Карского и Охотского морей.

Разведанность начальных суммарных ресурсов углеводородов континентального шельфа России незначительна и составляет около 10 %. При этом разведанность ресурсов газа континентального шельфа Охотского моря – 20 процентов, нефти – 19 процентов, ресурсов газа континентального шельфа Баренцева моря – 16 процентов, нефти – 4 процента, ресурсов газа континентального шельфа Карского моря – 8 процентов и нефти – 0,02 процента.

В 2014 году финансирование ГРР на углеводородное сырье за счет средств федерального бюджета составило 16,3 млрд руб. (за счет средств внебюджетных источников – около 375,3 млрд руб.). Было пробурено 10,155 тыс. м параметрического бурения, отработано 32,095 тыс. пог. км сейсморазведкой 2D, локализовано 6637 млрд т у.т. (в том числе 5377 млрд куб. м газа и 1260 млн т нефти и конденсата).

В результате выполненных геологоразведочных работ в 2014 году открыто 40 месторождений углеводородного сырья. Наиболее крупные из них: на шельфе Карского моря - Победа (ОАО «НК «Роснефть») с извлекаемыми запасами нефти 130 млн. т и газа 395 млрд куб. м; в ХМАО - Оурьинское (33,8 млн т нефти), Западно-Колтогорское (15,3 млн т нефти), им. Н.Я. Медведева (10,5 млн т нефти).

В 2014 году прирост извлекаемых запасов жидких углеводородов составил 750 млн т и свободного газа 1250 млрд куб. м. При этом прирост запасов в Западно-Сибирской НГП составил 341 млн т нефти и 370 млрд куб. м газа; в Восточной Сибири – 98 млн т нефти и 22,1 млрд куб. м газа; в акватории России – 6,0 млн т нефти и 197,7 млрд куб. м газа.

Общие кондиционные ресурсы углей Российской Федерации по состоянию на 01.01.2011 составляют 4089,5 млрд т. По состоянию на 1 января 2013 года, балансовые запасы угля категории А+В+С1 по России составляют 193,8 млрд тонн, в том числе бурого угля – 101,2 млрд тонн, антрацитов – 6,8 млрд тонн, каменного – 85,3 млрд тонн, из них коксующегося – 39,8 млрд тонн. Запасы углей распределенного фонда недр (кат. А+В+С1 – 29,7 млрд т и кат. С2 – 2,4 млрд т) составляют 12 % от всех запасов, учитываемых государственным балансом. Они сосредоточены на действующих предприятиях, строящихся, а также на резервных, разведываемых и перспективных для разведки участках. В структуре этих запасов доля коксующихся углей составляет 30 % (9,3 млрд т); 57 % (16,7 млрд т) запасов пригодны для отработки открытым способом добычи.

Почти 3/4 запасов учтено в Сибирском федеральном округе (21,6 млрд т) на долю других регионов приходится: Дальневосточного – 5,3 млрд т (19 %), Южного – 1,1 млрд т (4 %), Северо-Западного – 1,0 млрд тонн.

Запасы углей нераспределенного фонда недр (кат. А+В+С1 163,5 млрд т и кат. С2 – 77,2 млрд т), составляют 88 % всех запасов, учитываемых государственным балансом. Эти запасы сосредоточены, в основном, на резервных и перспективных для разведки, а также прочих участках.

Геологоразведочные работы на уголь за счет средств федерального бюджета в 2014 году выполнялись на 9 объектах с общим объемом финансирования 315,0 млн руб. По результатам поисковых работ 2014 года получен прирост прогнозных ресурсов углей категории Р1 + Р2 - 1923 млн т. Прирост разведанных запасов углей, полученный в 2014 году за счет средств внебюджетных источников, категории A+B+C1+С2 составляет около 650 млн т.

На Государственном балансе запасов урана Российской Федерации по состоянию на 01.01.2013 числится 708,0 тыс. тонн, в том числе по категориям А+В+С1 – 333,7 тыс. тонн и по категории С2 – 374,3 тыс. тонн. Основная часть месторождений урана на территории России сосредоточена в сложных горно-геологических условиях, требующих применения капиталоёмкого способа добычи – подземного. При этом содержания полезного компонента в рудах невелико, что обусловливает высокую стоимость добычи.

Геологоразведочные работы на уран за счет средств федерального бюджета в 2014 году выполнялись на 16 объектах с общим объемом финансирования 952,0 млн руб. По результатам поисковых работ 2014 года получен прирост прогнозных ресурсов урана категории Р1 + Р2 - 23,4 тыс. т. Прирост запасов в 2014 году не получен.

Авария на АЭС «Фукусима» в 2011 году привела к значительному ухудшению конъюнктуры рынка (из-за остановки всех АЭС в Японии, отказа Германии, Литвы и Бельгии от развития атомной энергетики и т. д.). Из-за возникшего дисбаланса спроса и предложения на природный уран цены находятся на низком уровне. При этом значимый рост котировок на уран в среднесрочной перспективе не прогнозируется.

В нефтяном комплексе ход реализации Энергетической стратегии России на период до 2030 года характеризуется следующим:

1. 
   Добыча нефти, увеличившись в период с 2008 года на 7,6 %, существенно (на 6,1 %) превышает значения, заложенные в ЭС-2030. Очевидно, превышение добычи над параметрами ЭС-2030 сохранится до конца первого этапа реализации ЭС-2030. Рост в Сибирском, Дальневосточном и Приволжском федеральных округах страны не только компенсировал падение добычи в Уральском федеральном округе, но и обеспечил прирост добычи.
   
2. 
   Началось реальное широкомасштабное освоение месторождений Восточной Сибири и Якутии. Ввод в разработку Ванкорского, Верхнечонского, Талаканского и Северо-Талаканского месторождений обеспечил увеличение добычи в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке в 2014 году до 58,5 млн т нефти, или 11,1 % от общей нефтедобычи в стране против 2,8 % в 2008 году. Началась разработка Приразломного месторождения; осуществлялись мероприятия по освоению других шельфовых месторождений арктических морей и о. Сахалин.
   
3. 
   В составе нефтяного комплекса России начала осуществлять деятельность компания «Черноморнефтегаз» в Крымском федеральном округе. Добыча нефти и конденсата компанией в 2014 году составила около 0,6 млн т.
   
4. 
   По коэффициенту извлечения нефти отмечается значительное отставание от таких стран, как Норвегия и США, хотя в последние годы по показателю КИН наметилась положительная динамика, связанная с принятием ряда стимулирующих мер, в том числе по трудноизвлекаемым запасам.
   
5. 
   Экспорт нефти с 2008 года сократился на 8,1 % и составил 223,4 млн т, и достижение прогнозного уровня первого этап представляется маловероятным. При этом в последнее время наблюдалась тенденция снижения экспорта сырой нефти при наращивании экспорта нефтепродуктов (39,8 % к уровню 2008 года), в основном за счет увеличения экспорта мазута. Также происходила диверсификация экспорта – снижался экспорт нефти на традиционные рынки Европы и стран СНГ при наращивании экспорта в страны АТР.
   
6. 
   Объем переработки сырой нефти, увеличившись с 2008 года на 24,8 %
   до 294,3 млн т, на данный момент превышает целевой уровень первого этапа. При этом глубина переработки увеличилась с 71,9 % до 72,4 %, выход светлых нефтепродуктов – с 56,8 % до 57,0 %. Однако существенный рост (более чем в 2 раза) инвестиций в нефтепереработку и реализация программы реконструкции отрасли являются основой роста глубины и улучшения структуры переработки нефти в перспективе.
   
7. 
   В эксплуатацию были запущены первая (2009 год) и вторая (2012 год) очередь трубопроводной системы ВСТО (до порта Козьмино), нефтепровод «Сковородино–Мохэ-Дацин», в Европейской части страны в промышленную эксплуатацию была введена БТС-2, что обеспечило безтранзитный выход нефти на экспорт. В новых нефтедобывающих районных построен нефтепровод Пурпе–Самотлор; начато строительство нефтепроводов Заполярье–Пурпе и Куюмба–Тайшет; принято решение о реализации проекта строительства нефтепровода-отвода от магистрального нефтепровода ВСТО до «РН-Комсомольский НПЗ».
   
8. 
   Принята Генеральная схема развития нефтяной отрасли России
   до 2020 года, а также Программа развития нефтепродуктопроводов в России.
   
9. 
   Осуществляется совершенствование антимонопольного регулирования, направленного на пресечение и предупреждение злоупотреблений доминирующим положением со стороны вертикально интегрированных компаний и антиконкурентных сговоров на внутрироссийских рынках нефтепродуктов. Получила развитие система биржевой торговли нефтепродуктами.
   
10. 
    Продолжается работа по совершенствованию системы налогообложения нефтяной отрасли. Сформирована система мер налогового стимулирования добычи нефти как в новых районах, так и в традиционных для ряда особых категорий запасов, в том числе введены дифференцированные и льготные ставки НДПИ для месторождений, расположенных в северных регионах нефтедобычи, на шельфе, для месторождений различной стадии освоения и качественными характеристиками нефтей. Кроме того, в нефтяной отрасли был осуществлен «налоговый маневр», в соответствии с которым были снижены ставки вывозной таможенной пошлины на нефть, нефтепродукты при одновременном повышении ставки НДПИ на добычу нефти.
    
11. 
    В целях стимулирования освоения новых месторождений Восточной Сибири и Якутии, являющихся сырьевой базой ВСТО, шельфовых месторождений в законодательстве предусмотрены льготные ставки экспортной пошлины. Разработана «единая» методика предоставления льгот по вывозным таможенным пошлинам на нефть, обеспечивающая стимулирование разработки месторождений в новых нефтегазовых регионах со сложными природно-климатическими условиями и слаборазвитой инфраструктурой.
    
12. 
    Принят новый технический регламент по качеству топлива, совершенствовалась система взимания акцизов – введена дифференциации акциза в зависимости от класса топлива. Продолжается, хотя и с отставанием относительно первоначально намеченных сроков, внедрение стандартов качества топлива Класс 3 – Класс 5.
    
13. 
    Реализован комплекс мер по стимулированию добычи нефти и модернизации НПЗ через так называемую систему «60-66-90», закрепившую на среднесрочную перспективу ставки таможенных пошлин по всей линейке нефтепродуктов и выровнявшую ставки на темные и светлые нефтепродукты (за исключением переходного периода по бензину).
    
14. 
    Принято постановление Правительства Российской Федерации, которое устанавливает предельно допустимое значение показателя сжигания ПНГ на факельных установках в размере 5 % от общего объёма добытого ПНГ. При превышении предельно допустимого значения с 2013 года были установлены повышающие коэффициенты на уровне 12, а с 2014 года — 25. В случае отсутствия системы учёта ПНГ, соответствующей требованиям Министерства энергетики Российской Федерации, плата за выбросы осуществляется с применением к нормативам платы за выбросы дополнительного коэффициента, равного 120.
    
15. 
    Утверждены Правила организации мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов на континентальном шельфе, во внутренних морских водах, в территориальном море и прилежащей зоне Российской Федерации.
    

1. 
   Добыча газа сократилась на 3,7% от уровня 2008 года и, в отличие от других ТЭР, отстает от прогнозной динамики. И по добыче газа, так же, как и по его потреблению, которое сократилось на 2,6 % от уровня 2008 года, достижение прогнозных значений первого этапа реализации ЭС-2030 маловероятно.
   
2. 
   Наращивается потенциал добычи газа. Введено в эксплуатацию крупнейшее Бованенковское месторождение на полуострове Ямал, вышло на проектную мощность крупнейшее Заполярное месторождение. Начато освоение глубоко залегающих неокомских пластов и валанжинских залежей Заполярного и ачимовских залежей Ямбургского месторождений. В 2008–2009 годах в Кузбассе (на восточном участке Талдинского месторождения) началась реализация первого в России метаноугольного проекта (было пробурено восемь скважин). В 2010 году началась пробная эксплуатация разведочных скважин с подачей газа на автомобильные газонаполнительные компрессорные станции. В 2011 году суммарная добыча газа на Талдинской площади достигала 20 тыс. куб. м в сутки. В настоящее время Газпром ведет геологоразведочные работы на Нарыкско-Осташкинской площади Южно-Кузбасской группы месторождений. В декабре 2010 и феврале 2011 были введены в эксплуатацию две газопоршневые электростанции (ГПЭС), работающие на метане угольных пластов на Талдинском месторождении. Начата добыча газа на шельфовых месторождениях Сахалина. В Якутии на Чаяндинском месторождении в 2013 году в полном объеме проведены запланированные сейсморазведочные работы 3D, закончено строительство 11 разведочных скважин, продолжаются геологоразведочные работы на месторождении. Получено положительное заключение Главгосэкспертизы по проектной документации по объектам обустройства нефтяной оторочки Чаяндинского месторождения на период опытно-промышленных работ (ОПР). Продолжается работа по оптимизации проектных решений в целом по месторождению.
   

В Иркутской области на Ковыктинском месторождении в 2013 году проводились проектно-изыскательские работы по строительству разведочных скважин. По проектной документации получено положительное заключение Главгосэкспертизы.

3. 
   Осуществляется строительство новых газопроводных систем. Пущена первая очередь газотранспортной системы нового поколения «Бованенково–Ухта», обеспечивающей вывод в ЕСГ газовых ресурсов полуострова Ямал. Началось формирование газотранспортных систем на Дальнем Востоке: завершено строительство первого пускового комплекса газотранспортной системы «Сахалин–Хабаровск–Владивосток», началось строительство газопровода «Сила Сибири». Завершилось расширение Уренгойского газотранспортного узла и магистрального газопровода «Северные районы Тюменской области (СРТО) – Торжок». Введен в эксплуатацию газопровод «Джубга–Лазаревское–Сочи». Принципиально новым маршрутом экспорта российского газа в Европу стал газопровод «Северный поток» (NordStream). В конце 2014 года Россия заявила об отказе от реализации проекта «Южный поток», вместо него был предложен новый проект «Турецкий поток» той же проектной мощностью с частичным совпадением маршрута прокладки по дну Черного моря. Проводятся активные работы по газификации регионов России и строительству региональной газотранспортной и газораспределительной инфраструктуры.
   
4. 
   Осуществлен выход на мировой рынок СПГ на базе завода по его производству на Сахалине. Начата реализация проекта «Ямал-СПГ» мощностью до 16,5 млн т. Начаты проектно-изыскательские работы по проекту «Владивосток-СПГ», в рамках которого будет построен завод мощностью 10 млн т СПГ в год с возможностью дальнейшего расширения до 15 млн т. Первая линия завода будет введена в эксплуатацию в 2018 году. Было получено положительное заключение государственной экспертизы по проектной документации и результатам инженерных изысканий. Проводятся переговоры о заключении долгосрочных контрактов с потенциальными покупателями газа, в том числе с японскими компаниями.
   
5. 
   Принята Генеральная схема развития газовой отрасли России до 2030 года; Программа комплексного освоения месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа и севера Красноярского края до 2020 года.
   
6. 
   Ведется работа по формированию сбалансированной системы налогообложения и таможенного регулирования. В 2011–2012 годах приняты решения о росте НДПИ на газ для ОАО «Газпром», как собственника объектов Единой системы газоснабжения, при применении понижающего коэффициента для независимых производителей. В 2013 году установлен новый порядок исчисления НДПИ при добыче природного газа и газового конденсата с учетом макроэкономических параметров и особенностей разработки месторождений. Кроме того, с 2014 года вводятся меры налогового и таможенно-тарифного стимулирования разработки месторождений на континентальном шельфе Российской Федерации с учетом специфики освоения новых перспективных регионов добычи, расположенных в трудных природно-климатических условиях. Принят Федеральный Закон от 30.11.2013 №318-ФЗ «О внесении изменений в статьи 13 и 24 Федерального закона «Об основах государственного регулирования внешнеторговой деятельности» и статьи 1 и 3 Федерального закона «Об экспорте газа», предусматривающий либерализацию экспорта СПГ. Утвержден перечень организаций, которым предоставлено исключительное право на экспорт газа в сжиженном состоянии.
   
7. 
   Ведется работа по развитию внутреннего рынка: на внутреннем рынке
   с 2011 года оптовые цены на газ, поставляемый ОАО «Газпром», осуществляются по формуле цены. Перезапущен процесс постепенной управляемой либерализации внутреннего рынка газа через создание электронной торговой площадки, работающей по биржевым технологиям. Осенью 2014 года началась электронная торговля газом на базе Санкт-Петербургской Международной Товарно-сырьевой Биржи.
   
8. 
   Получили развитие контракты крупных потребителей природного газа,
   в т. ч. в электроэнергетике, с независимыми производителями природного газа, доля которых в добыче выросла за 2008–2014 годы с 17,0 % до 30,5 %.
   
9. 
   Ведется работа по стимулированию использования газомоторного топлива. Разработан и утвержден Правительством Российской Федерации Комплексный план мероприятий по расширению использованию природного газа в качестве газомоторного топлива от 14 ноября 2013 года №6819п-П9.
   
10. 
    Экспорт природного газа (без учета СПГ) за 2008-2014 годы сократился на 11,7 %. С природным газом связаны основные риски развития экспорта страны.
    

По имеющимся оценкам, в настоящее время в передовых технически развитых странах на нефтегазохимию приходится 8–10 % внутреннего потребления нефти и свыше 5 % газа. Иная ситуация в современной России, где за последнее время объёмы производства многих видов нефтегазохимической продукции уменьшились, технический уровень снизился, отставание стало угрожающе расти не только от ведущих стран (США, Япония, западноевропейские страны), но и от развивающихся стран (Китай, Южная Корея, Бразилия, Саудовская Аравия и др.). Так, в 2008 году на производство всей нетопливной продукции было направлено 3,4 млн т нефти, что составило всего 1,4 % от объёма первичной переработки нефти в стране, и 20 млрд куб. м газа (4,3 % от объёма его внутреннего потребления).

В результате удельное потребление нефтегазохимической продукции на душу населения в России существенно отстаёт не только от развитых стран, но и от среднемирового уровня. Это обусловлено, прежде всего, недостаточным уровнем развития традиционных отраслей-потребителей нефтехимической продукции (строительство, ЖКХ, автомобилестроение, приборостроение, электроника и электротехника, упаковка и др.). Кроме того, уровень потребления нефтехимической продукции в данных отраслях низкий в связи с использованием продуктов-заменителей нефтегазохимической продукции (металла, бетона, дерева, стекла, натуральных волокон, натуральной кожи и др.). Низкий уровень использования нефтехимической продукции в отдельных отраслях-потребителях приводит к тому, что доля нефтегазохимической отрасли в российской промышленности составляет всего 2 %, что ниже уровня лидирующих стран мира.

В 2011 году началась активная стадия реализации инвестиционных нефтегазохимических проектов. Были введены в эксплуатацию мощности по производству пропилена – 180 тыс. тонн в год в ООО «Полиом» (ЗАО ГК «Титан») (2013 год), полистирола – 100 тыс. тонн в год в ЗАО «СИБУР-Химпром», г. Пермь (2012 год), АБС-пластиков – 60 тыс. тонн в год в ОАО «Нижнекамснефтехим» (2012 год), полиэтилентерефталата – 220 тыс. тонн в год в ООО «Алко-Нафта» (2012 год), г. Калининград, пропилена – 510 тыс. тонн в год и полипропилена 500 тыс. тонн в год в ОАО «Тобольск-Полимер» (2013 год). В настоящее время осуществляется строительство установки поливинилхлорида мощностью 330 тыс. тонн в год в г. Кстово (РусВинил – СП ЗАО «СИБУР Холдинг» и Солвин) и ШФЛУ-провода от Пуровска до ООО «Тобольск-Нефтехим.

Товарная номенклатура экспорта нефтегазохимического комплекса России представлена, главным образом, продукцией низкой и средней степени технологического передела. В отличие от экспорта номенклатура российского импорта представлена продукцией высоких переделов.

В то же время в России существует избыток нефтегазохимического сырья, который до 2035 года продолжит расти, а также потенциал значительного увеличения спроса на нефтегазохимическую продукцию, сырьём для которой служит продукция пиролизов.

В развитие основных положений ЭС-2030 Министерством энергетики Российской Федерации утверждён План развития газо- и нефтехимии России на период до 2030 года (План-2030). План-2030 определяет основные стратегические цели, а также направления, механизмы и инструменты их достижения на базе реализации крупных инвестиционных проектов по переработке лёгкого углеводородного сырья (этан, сжиженные углеводородные газы, нафта) в крупнотоннажную продукцию нефтегазохимии, входящую в компетенцию Минэнерго России – пластмассы, каучуки и продукцию органического синтеза.

Кроме того, в 2014 году утверждена Стратегия развития химического и нефтехимического комплекса до 2030 года, а также комплекс мер по стимулированию внутреннего спроса на продукцию нефте- и газохимической промышленности.

1. 
   Добыча угля в России в период 2008–2014 годов увеличилась на 8,2 % и достигла 356,1 млн т, превысив максимальный целевой показатель конца первого этапа
   ЭС-2030. Весь прирост добычи был обеспечен за счет роста прогрессивного открытого способа добычи. Ежегодный ввод производственных мощностей поддерживался на уровне
   20 млн т, выбытие находилось на уровне 6 млн т в год.
   
2. 
   Росла переработка угля, вводились новые обогатительные фабрики и установки (их суммарная производственная мощность превысила 200 млн т). Возрос объем переработки угля на обогатительных фабриках с 110,4 млн тонн (34 % добычи)
   до 161,9 млн тонн (45,5 %).
   
3. 
   Осуществлялось техническое перевооружение отрасли. Производительность труда рабочего по добыче увеличилась на 19 % (оставаясь значительно ниже уровня развитых стран), уровень производственного травматизма устойчиво снижался (0,15 случая смертельного травматизма на 1 млн т добычи угля в 2012 году), но остается выше, чем в развитых угледобывающих странах.
   
4. 
   Началось промышленное освоение Эльгинского месторождения, построена железная дорога, связывающая его с БАМом. Началась подготовка к освоению Элегестского месторождения Улуг-Хемского угольного бассейна, в т. ч. строительство железной дороги до Транссиба. Продолжалось развитие Инаглинского и Денисовского угольных комплексов в южной части Якутии.
   
5. 
   Потребление угля в 2008-2014 годах сократилось на 14,9 %. Стагнация и сокращение внутреннего потребления угля обусловлена усилением межтопливной конкуренции и ростом доли газа в структуре энергобаланса. Кроме того, негативное влияние оказывают ограничения в логистике.
   
6. 
   Экспорт угля увеличился с 101,1 млн т в 2008 году до 153,2 млн т в 2014 году (в 1,5 раза) и превысил показатель первого этапа реализации ЭС-2030. Осуществлен масштабный выход на рынки стран АТР, особенно на рынок Китая. Развивались и портовые мощности для экспорта угля (Ванино, Посьет, Усть-Луга, Тамань и др.).
   
7. 
   Принята Программа развития угольной промышленности России до 2030 года; ряд нормативно-правовых актов, касающихся вопросов государственного управления угольной промышленностью в части обязательного проведения дегазации на угольных шахтах, повышения мер административной ответственности за нарушения требований безопасности.
   
8. 
   Принят «Комплекс мер по развитию углехимической промышленности и увеличению объемов производства продуктов углехимии». Реализация комплекса мер позволит создать стимулирующую среду для разработки и внедрения технологий глубокой переработки угля в России, условия для производства и реализации инновационной продукции на внутреннем и мировом рынках, позволит решить задачи импортозамещения, а также повышения эффективности производства за счет собственной сырьевой базы
   
9. 
   В сфере налогообложения угольной отрасли вместе с введением гибкой ставки НДПИ, учитывающей также нормы безопасности, установлены правила определения коэффициентов-дефляторов к ставке НДПИ по каждому виду угля (антрацит, коксующийся, бурый, прочий).
   

1. 
   Производство электроэнергии уверенно движется в прогнозном коридоре
   ЭС-2030. При росте на 1,8 % к уровню 2008 года вероятность достижения целевых показателей к концу первого этапа достаточно велика. Потребление электроэнергии в 2008-2014 годах увеличилось на 2,9 % и уже находится в интервале значений, прогнозируемых на конец первого этапа реализации ЭС-2030 . Нетто-экспорт электроэнергии в 2014 году оказался ниже уровня 2008 года на 34,3 %.
   
2. 
   С начала реализации ЭС-2030 шел активный ввод генерирующих мощностей, и установленная мощность электростанций в 2013 году увеличилась по сравнению с 2008 годом на 14,7 млн кВт или на 6,5 %, а по сравнению с 1990 годом – на 27,0 млн кВт или 12,6 %, что создает благоприятные предпосылки для проведения обновления оборудования в электроэнергетике.
   
3. 
   . Принята Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики России до 2030 года, а также Программа модернизации электроэнергетики России до 2020 года.
   

В гидроэнергетике было завершено строительство нескольких электростанций (в том числе Егорлыкской ГЭС-2, Усть-Среднеканской ГЭС, Богучанской ГЭС), некоторые ГЭС продолжают строиться (Гоцатлинская ГЭС и др.). Отдельно нужно отметить завершение восстановления Саяно-Шушенской ГЭС после аварии 2009 года

4. 
   Развивается сетевая инфраструктура электроэнергетики. Было введено в работу и реконструировано около 300 линий электропередачи напряжением 220 кВ и выше. Среди важнейших проектов следует назвать объекты энергообеспечения саммита АТЭС в 2012 году во Владивостоке, Олимпиады–2014 в Сочи. Линии электропередачи строились для удовлетворения как внутренних потребностей, так и экспорта. Так, в 2012 году была введена в эксплуатацию новая линия 500 кВ Амурская–Хэйхэ. Помимо этого, были смягчены сетевые ограничения на межрегиональные перетоки электроэнергии и мощности. В регулировании электросетевого комплекса был законодательно закреплен принцип установления тарифов на долгосрочный период. В 2013 году ОАО «Холдинг МРСК» и ОАО «ФСК ЕЭС» были объединены в рамках созданного ОАО «Россети». Была принята стратегия развития электросетевого комплекса России. Существенно повысилась доступность сетевой инфраструктуры: 2012 году была утверждена «дорожная карта» «Повышение доступности энергетической инфраструктуры».
   
5. 
   Значительного прогресса в развитии электроэнергетических систем удалось добиться на Дальнем Востоке и в Байкальском регионе. Ведется реализация проектов по строительству Якутской ГРЭС-2, 2-й очереди Благовещенской ТЭЦ, Сахалинской ГРЭС-2, ТЭЦ в г. Советская Гавань, Усть-Среднеканской ГЭС, ветровых и солнечных электростанций и др.
   
6. 
   За рассматриваемый период завершен основной этап реформирования отрасли, в результате которого было ликвидировано ОАО РАО «ЕЭС России» и создана на его базе группа независимых компаний в конкурентных секторах и ряд компаний с государственным контролем в естественно-монопольных секторах. Завершена либерализация оптового рынка электроэнергии и мощности, за исключением секторов, отнесенных к регулируемым. Для развития конкуренции на розничных рынках электроэнергии были приняты изменения в основные положения функционирования этих рынков. Продолжается разработка мер по ликвидации перекрестного субсидирования в электроэнергетике.
   

Принята Государственная программа «Развитие атомного энергопромышленного комплекса».

Для ввода новых основных фондов и поддержания имеющихся в надлежащем состоянии, а также для обеспечения эффективной и безопасной работы атомных электростанций России в рамках Программы деятельности Государственной корпорации по атомной энергии «Росатом» на долгосрочный период (2009–2015 годы) были осуществлены мероприятия по:

1. 
   вводу в промышленную эксплуатацию на Ростовской АЭС энергоблока №2 установленной мощностью 1000 МВт в 2010 году и энергоблока №3 установленной мощностью 1070 МВт в 2014 году; энергоблока № 4 Калининской АЭС установленной мощностью 1000 МВт в 2012 году; физическому пуску реактора энергоблока № 4 Белоярской АЭС в 2014 г;
   
2. 
   продолжению строительства новых энергоблоков на имеющихся и новых площадках АЭС;
   
3. 
   модернизации действующих атомных станций, в рамках которой осуществляется программа продления эксплуатационного ресурса энергоблоков действующих АЭС;
   
4. 
   модернизации и замене оборудования, обеспечивающего безопасную и устойчивую работу действующих энергоблоков АЭС.
   

В период с 2008 года Россия принимала активное участие в строительстве АЭС за рубежом (Бушерская АЭС в Иране, АЭС «Кудамкулам» в Индии, Тяньваньская АЭС в Китае), были подписаны соглашения о строительстве АЭС в Белоруссии, Бангладеш, Венгрии, Финляндии, Турции.

1. 
   За прошедший период с начала реализации ЭС-2030, в связи с более низкими темпами развития экономики страны, по сравнению с предусмотренными в Стратегии, теплопотребление в России снижалось.
   
2. 
   Выросли показатели износа основных фондов теплоснабжения (до 65-70%), коэффициент использования установленной тепловой мощности электростанций снизился до величины, не превышающей 50 %.
   
3. 
   Сократилась протяженность тепловых сетей на 7 % (более чем на 13,5 тыс. км).
   
4. 
   Увеличились потери в тепловых сетях (с 18 до 20 %), продолжает расти расход электроэнергии на перекачку теплоносителя (превышает 40 кВт^.ч/Гкал).
   
5. 
   Начался процесс формирования территориальных рынков тепловой энергии на базе создания единой теплоснабжающей организации.
   
6. 
   Получила развитие малая распределенная энергетика, играющая возрастающую роль в конкуренции с централизованным теплоснабжением.
   
7. 
   Принят Федеральный закон «О теплоснабжении», в соответствии с которым, хотя и медленно, но начали разрабатываться Схемы теплоснабжения поселений, формироваться Программы по модернизации теплового хозяйства регионов страны, осуществляться организационные преобразования.
   
8. 
   Утвержден План мероприятий («дорожная карта») «Внедрение целевой модели рынка тепловой энергии», который предполагает установление предельной цены на энергию из общей тепловой сети с применением метода «альтернативной котельной» с использованием формулы, включающей технико-экономические параметры последней с учетом региональных особенностей
   
9. 
   Возросла оснащенность приборами учета основных видов потребляемых энергоресурсов до 40 %, обязательные энергетические обследования учреждений на региональном уровне выполнены лишь на 30 %, в муниципальных образованиях в пределах
   20 %, несмотря на то, что для этих целей было создано более 5000 энергоаудиторских компаний и около 400 энергосервисных предприятий. Их деятельность ориентирована, прежде всего, на теплоснабжение, как наиболее энергоемкую отрасль экономики страны.
   
10. 
    Работы по техническому перевооружению теплоснабжающих систем проводились теплоснабжающими компаниями в основном за счет собственных средств. Государственные дотации осуществлялись, прежде всего, на поставку топлива в отдаленные труднодоступные регионы и проведение модернизации коммунальной теплоэнергетики.
    
11. 
    Сокращается величина резервов производственных мощностей в результате оптимизации схем теплоснабжения и вывода из эксплуатации неэкономичных теплоисточников, что является положительным трендом, способствующим сокращению издержек на эксплуатацию систем.
    
12. 
    Из-за рассогласованности параметров регулирования электрического и теплового рынков продолжает обостряться ситуация с теплофикацией (когенерацией) –стратегическим направлением в теплоснабжении. Сохраняется тенденция оттока потребителей из теплофикационных систем, растет число мелких котельных.
    

В области использования возобновляемых источников энергии и местных видов топлива мониторинг хода реализации ЭС-2030 показывает, что доля ВИЭ (без учета крупных ГЭС) в производстве электроэнергии в 2005–2014 годах оставалась практически неизменной и составляла величину около 0,2 %. При этом Энергетическая стратегия России на период до 2030 года предусматривала ускоренный рост возобновляемой энергетики. Согласно Стратегии, предусматривалось увеличение доли ВИЭ (кроме гидроэлектростанций мощностью более 25 МВт) в производстве электрической энергии до 2020 года примерно с 0,5 до 4,5 %.

К 2030 году производство электроэнергии на базе ВИЭ должно составлять не менее
80–100 млрд кВтч в год (около 7 % от общей выработки).

Тепловая энергия с использованием возобновляемых источников энергии производится системами солнечного горячего водоснабжения, тепловыми электростанциями и котельными с использованием отходов лесозаготовок, лесопереработки, отходов сельского хозяйства и т. п., системами геотермального теплоснабжения, тепловыми насосами и другими установками. По имеющимся оценкам в настоящее время общий объем тепловой энергии, вырабатываемой с использованием возобновляемых источников энергии, составляет порядка 62,5 млн Гкал или около 4 % от объема отпуска тепловой энергии электростанциями и котельными.

Таким образом, анализ хода реализации этого направления в 2008-2014 годах показывает, что оценки ЭС-2030 оказались слишком оптимистичными.

Правительством Российской Федерации в рассматриваемый период были приняты решения, определяющие основные механизмы стимулирования развития энергетики на основе использования ВИЭ. Стимулирование будет осуществляться через оптовый рынок электроэнергии за счет получения объектом ВИЭ, который прошел специальный конкурс, повышенной платы за мощность, гарантирующей окупаемость затрат на строительство. Такая плата будет предоставляться ветряным и солнечным станциям, а также малым ГЭС.

Мощность, производимая использующими возобновляемые источники энергии электростанциями, на оптовом рынке электроэнергии будет продаваться с учетом степени участия в ее производстве отечественного оборудования. Договоры о присоединении соответствующих субъектов электроэнергетики к торговой системе оптового рынка будут заключаться по результатам конкурсных отборов инвестиционных проектов по строительству генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, и квалифицированных по степени использования в производстве электроэнергии основного и вспомогательного оборудования, произведенного на территории России («степени локализациии»). Цену за мощность, производимую указанными генерирующими объектами, будет определять коммерческий оператор оптового рынка по утвержденным правилам, предусматривающим, в том числе, использование коэффициента, отражающего выполнение целевого показателя степени локализации.

Был принят ряд других важных нормативно-правовых актов, направленных на совершенствование законодательной базы в сфере ВИЭ. В частности, было установлено, что для подтверждения объема производства электроэнергии на квалифицированных генерирующих объектах, работающих на основе возобновляемых источников энергии, их собственникам должны выдаваться сертификаты. Был утвержден Порядок определения степени локализации в отношении генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии. В схему теплоснабжения включено обязательное требование, в соответствии с которым полномочные органы местного самоуправления поселений, городских округов должны приводить анализ целесообразности ввода новых и реконструкции существующих источников тепловой энергии с использованием возобновляемых источников энергии.