Russian Chemical Community
 
Пользовательский поиск
   главная
  предприятия
  марки сплавов
  соединения
  синтезы
  объявления
  ► информация
  рефераты
  архив
  актуально
А  Б  В  Г  Д  Е  Ж  З  И  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Э  Ю  Я  

Энергетика и экономика России: прошлое, настоящее и будущее

   Поделиться ссылкой :    LiveJournal Facebook Я.ру ВКонтакте Twitter Одноклассники Мой Мир FriendFeed Мой Круг

А.А. ТРОИЦКИЙ

«Энергия» 2003, № 9. С. 9-15; № 10. С. 2-12.

Природный топливно-энергетический потенциал России является ее важнейшим достоянием. Располагая 2.5% населения от суммарной его численности на планете, она владеет почти 45% потенциальных и 30% разведанных мировых геологических запасов природного газа, 12-13% запасов нефти, 14% запасов природного урана и 23% запасов угля. Около 11% всего мирового производства первичных энергоресурсов приходится на нашу страну. Однако, создавая около 3% мирового валового продукта, Россия затрачивает 7% общепланетарных энергоресурсов, что говорит о высокой энергоемкости ее экономики.

В начале XX века в России — в границах бывшего СССР — угля добывалось менее 15 млн. т, нефти — около 19 млн. т, а газ вообще не добывался. Основная часть энергопотребления обеспечивалась дровами, доля которых в топливном балансе страны достигала 60%, мощность электростанций составляла около 0.2% млн. кВт. Что же касается России в современных границах, то картина была еще более скромной: добыча нефти — 1.5 млн. т, а угля — менее 1 млн. т в год.

Наша страна значительно отличалась от других капиталистических стран по потреблению энергоресурсов. Почти половина топлива (1916 г. — 48%) расходовалась населением для отопления и приготовления пищи, четверть (1916 г. — 28%) приходилась на промышленное потребление (против 75% в США) и почти"столько же (1916 г. — 24%) — на транспорт (железные дороги и флот). При этом душевое потребление топлива в России было в 4-7 раз ниже, чем в основных зарубежных странах.

В 2000 г. добыча нефти в России составила 323 млн. т, газа — 584 млрд. м 3 , угля — 258 млн. т, продуктов нефтепереработки было выработано около 170 млн. т, электроэнергии — 878 млрд. кВт • ч. Действуют беспрецедентные по протяженности энерготранспортные технологические коммуникации: магистральные газопроводы суммарной длиной около • 150 тыс. км, нефтепроводы — около 48 тыс. км, нефтепродуктопроводы — более 19 тыс. км, линии электропередачи всех классов напряжений — свыше 2.5 млн. км. Весь указанный производственный потенциал ТЭК страны создан в XX веке разумом и трудом отечественных ученых,специалистов и рабочих.

Осуществление грандиозных преобразований в энергетическом секторе потребовало создания мощных строительно-монтажных структур, оснащенных специальной техникой и располагающих квалифицированными кадрами, численность которых превышала миллион человек. В 1970-1980-х гг. строительномонтажные структуры ТЭКа обеспечили освоение более половины всех инвестиций в промышленность страны. Крупные капитальные вложения в топливно-энергетический комплекс достигали в этот период 40-48% от всех производственных инвестиций.

Укрупненная динамика структуры добычи и производства первичных топливно-энергетических ресурсов в XX веке приведена в табл.1.

Таблица 1

Динамика структуры добычи и производства

первичных энергоресурсов в России, %

Энергоносители

1916г.

1935г.

1980г.

1990г.

2000 г.

Добыча и производство первичных топливно-энергетических ресурсов

         

всего

100

100

100

100

100

В том числе:

нефть

17.2

25.0

45.7

39.6

32.5

уголь

16.4

60.0

15.9

14.7

13.1

газ

31.4

39.6

47.4

гидроэнергия

около 0.1

1.0

2.9

3.0

3.7

атомная энергия

1.2

2.1

2.8

прочие (дрова, торф и др.)

66.3

14.0

2.9

1.0

0.5

Особенно динамично развивалось потребление и производство электроэнергии, выработка которой за истекшее столетие возросла более чем в 90 раз или увеличивалась темпами в 6 раз более быстрыми, чем потребление первичных энергоресурсов.

Первым и основополагающим программным стратегическим документом в области энергетической политики Советской России стал принятый в 1920 г. план ГОЭЛРО, который сформировал задачи развития электрификации России как стержневую основу, инструмент подъема промышленности, транспорта, села в увязке с адекватным развитием всей экономики страны.

В последующем программы развития энергетики формировались в рамках государственных планов развития народного хозяйства, где энергетическая база экономики рассматривалась как ключевая составляющая экономической политики страны.

Значимость электроэнергетики как уникальной структуры всего энергетического сектора и экономики страны для настоящего времени и на перспективу в условиях осуществления глубоких социально-экономических реформ нашла свое отражение в двух документах: «Основные направления энергетической политики и структурной перестройки топливно-энергетического комплекса Российской Федерации», принятых Указом Президента Российской Федерации от 7 мая 1995 г. и «Энергетической стратегии России», одобренной Правительством Российской Федерации 12 октября 1995 г. В этих документах сформулирована одна из важнейших практических структурных задач — дальнейшее развитие электрификации в сочетании с повышением эффективности использования энергетического потенциала России.

Электрификация в России на всех этапах осуществлялась опережающими темпами. За 50 предреформенных лет производство электроэнергии увеличилось к 1990 г. в 35 раз, при росте объема промышленной продукции в 23 раза и национального дохода — в 13 раз. Приоритет отдавался энергоемким отраслям (металлургии, тяжелому машиностроению, топливно-энергетической промышленности), а малоэнергоемким отраслям, таким как легкая, пищевая и другие, не оказывалось достаточного внимания.

Доля электропотребления промышленного сектора составляла 58-62% от суммарного потребления электроэнергии в стране. За предреформенное двадцатилетие производство чугуна и стали увеличилось в 1.4 раза, проката — почти в 1.3, нефти — в 1.8, газа — в 7.6 раза, резко возрос объем продукции тяжелого машиностроения.

Взаимосвязь электроэнергетики и экономики весьма многогранна, и важную роль здесь играет топливно-энергетический баланс (ТЭБ). На первом этапе развития отечественной электроэнергетики строились электростанции, использовавшие преимущественно местные виды топлива и гидроресурсы. По мере развития угольной промышленности доля потребляемого электростанциями угля неуклонно возрастала, и в 1950-х гг. она составляла свыше 60% всех первичных энергоресурсов, используемых в электроэнергетике. Соответственно увеличились потребности в перевозке угля и передаче энергии, что привело к развитию железных дорог и электрических сетей.

После открытия и освоения крупных месторождений нефти и газа в Тюменской области доля угольного топлива на ТЭС начала сокращаться и в 1999 г. составила лишь около 32%, а доля газа и в какой-то период мазута в сумме увеличилась с 8% в 1950-х гг. до 68% в 1999 г. (из них почти 62% — природный газ).

В последние два десятилетия структура топливно-энергетического баланса в целом и электроэнергетики в частности изменилась под влиянием ряда факторов. К их числу следует отнести увеличивавшийся дефицит собственных энергоресурсов в европейской части страны и резкое повышение затрат на разведку и освоение нефтяных месторождений, снижение темпов роста, а затем стабилизация и последующее падение уровня добычи нефти. Все это в сочетании с увеличением глубины переработки нефти привело к сокращению доли мазута в балансе топливно-энергетических ресурсов электроэнергетики примерно с 25% в середине 1970-х гг. до 6-8%, что приближается к техническому минимуму.

Гипертрофированная доля газа в топливном балансе ТЭС связана с искусственным сдерживанием цен на него, которые, несмотря на высокие потребительские качества этого энергоносителя, сформировались в среднем на 30% ниже, чем на уголь (в условном исчислении топлива). Такая однобокая структура ТЭБ электроэнергетики становится угрозой энергетической безопасности страны и, как показали разработки новой Энергетической стратегии, не соответствует неминуемому резкому повышению в перспективе издержек на добычу и транспорт газа и, следовательно, цен на него в несколько раз. В связи с этим перед теплоэнергетикой страны стоит задача переформирования топливного баланса в направлении повышения доли угля до уровня не менее 40% от суммарного потребления топлива (табл. 2).

Таблица 2

Развитие топливно-энергетического комплекса России в XX в.

Показатели

1913г.

1935г.*

1980г.

1990г.

2000 г.

Добыча нефти, млн. т

9.2

25.2

546.6

516.2

323.0

Добыча газа, млрд. м 3

254.0

640.6

584.0

Добыча угля, млн. т

29.1

109.4

391.3

395.3

258.0

Производство электроэнергии, млрд. кВт • ч

1.3

26.3

804.8

1082.1

878.0

* По СССР

Дефицит собственных топливных ресурсов в европейской части России и повышение технического уровня атомной энергетики привели к достаточно быстрому наращиванию мощностей АЭС (в основном, в западных районах страны), где атомные станции оказались конкурентоспособными по отношению к электростанциям на органическом топливе и к увеличению доли атомной энергии в ТЭБ электроэнергетики с 0.5% в 1970 г. почти до 13% в 1990 г. (чернобыльская авария затормозила развитие атомной энергетики).

С самого начала развития электроэнергетики в ее структуре достойное место занимало использование гидроресурсов. С 1930-х гг. и до настоящего времени их доля в производстве электроэнергии увеличилась с 12 до 19%.

Неравномерность обеспечения регионов собственными энергоресурсами и концентрация генерирующих мощностей электроэнергетики привели к развитию линий электропередачи различных классов напряжений и созданию на этой основе иерархии энергетических систем с соответствующим диспетчерско-технологическим управлением ими, комплексом технологических защитных структур, обеспечивающим надежное и эффективное функционирование энергетической отрасли.

Однако перспективы развития экономики страны и ее ТЭБ не всегда оценивались правильно. Это приводило к принятию ряда неэффективных решений. К их числу можно отнести, например, принятую в 1960-1970-х гг. (то есть после открытия Тюменских нефтяных месторождений) ориентацию на массовое создание электроэнергетических мощностей, использующих мазутное топливо, переоценку возможных масштабов вовлечения в топливный баланс электростанций канско-ачинских углей, просчеты в обеспечении безопасности атомной энергетики и, наконец, переоценку целесообразной доли газа в структуре топливного баланса электроэнергетики.

Основу электроэнергетики составляли и составляют до сих пор тепловые электростанции, доля которых в суммарной мощности электростанций составляет около 70%. Доля мощности АЭС стабилизировалась на уровне около 10% и составила в 2000 г. 2.3 млн. кВт, установленная мощность гидроэлектростанций достигла 44 млн. кВт, то есть более 20% всей установленной мощности электростанций страны.

По мере роста потребления и производства электроэнергии, создания энергетических систем в России осуществлялась концентрация мощностей электростанций и агрегатов в экономически целесообразных размерах. Так, если в 1920-е гг. максимальные единичные мощности электростанций составляли десятки тысяч киловатт, а агрегатов — тысячи киловатт, то к 1980 г. мощности наиболее крупных ТЭС и АЭС достигли 4 млн. кВт, а ГЭС — 6 млн. кВт при максимальных единичных мощностях энергоблоков на ТЭС и АЭС — 1.2, 1.0 и 0.8 млн. кВт, гидроагрегатов — 640 тыс. кВт.

Процесс концентрации мощностей и энергетического потенциала требовал формирования крупных электроэнергетических системных объединений на основе создания транспортных коммуникаций энергии и мощности все большей пропускной способности.

В стране была создана Единая энергетическая система (ЕЭС) с иерархической электросетевой структурой на напряжениях 220-330- 500-750-1150 кВ, работающая во взаимосвязанном технологическом режиме. Протяженность электросетей России только этих классов напряжений превышает в настоящее время 150 тыс. км, а всех электросетей — более 2.5 млн.км.

Особое место в развитии электроэнергетической отрасли России занимает теплофикация, которая позволяет почти удвоить полезное использование топлива на электростанциях. Зародившаяся в России еще в 1920-х гг., в настоящее время она признана в мире как прогрессивная энергосберегающая технология. В нашей стране по этой высокоэффективной технологии работает более трети всех мощностей тепловых электростанций, обеспечивая производство почти половины централизованно поставляемой тепловой энергии. Для России с ее климатическими условиями теплоснабжение является самым большим по объему потребляемых энергоресурсов сектором экономики. На производство тепла расходуется более 400 млн. т у.т. в год, или 44% их общего потребления в стране.

Созданное учеными и конструкторами России и признанное в мире как наиболее экономически и экологически эффективная система отопления городов и крупных населенных пунктов, централизованное теплоснабжение у себя на родине застыло на уровне 1950- 1960-х гг. В первую очередь это относится к тепловым сетям. Реальные тепловые потери некоторых из них составляют от 20 до 30%, в результате чего теряется вся экономия от комбинированной выработки тепла и электроэнергии на ТЭЦ.

Отечественная энергетика имеет разветвленную инфраструктуру, обеспечивающую функционирование отрасли. Она включает в себя систему диспетчерско-технологического управления, оперативную автономную связь, энергетический надзор, ремонтные предприятия, заводы стройматериалов, транспортное хозяйство широкой специализации, парк специальных машин и механизмов, системы информации и т.п. Сформировалась школа проектирования и строительства энергетических объектов, создана система структур энергетической науки, проектирования, строительства, подготовки кадров. Действовал высокий потенциал энергостроительного комплекса, который позволил не только сформировать мощную электроэнергетику, но и построить уникальные промышленные комплексы.

Электроэнергетика России имеет большие международные связи. Осуществлялась и осуществляется поставка электроэнергии в ряд стран. Благодаря экономическому и научно-техническому сотрудничеству с Россией в десятках государств построены и работают тепловые, гидравлические и атомные электростанции, а также электрические сети.

Однако у этого процесса имелась и «обратная сторона медали». Во-первых, в условиях нарастающей стагнации экономики экспорт энергоресурсов (вначале нефти, а затем и газа) позволял до определенного времени более или менее успешно выполнять основные экономические показатели и «латать» многочисленные экономические и социальные «дыры». Во-вторых, именно экспорт энергоресурсов становился экономической базой «социалистической экономической интеграции» стран-членов СЭВ. В конце 1980-х гг. советские энергоресурсы составляли основу ТЭБ большинства социалистических стран. В результате на развитие экспортно-ориентированного ТЭК требовалось все больше и больше средств, отвлекаемых от решения других, гораздо более насущных для страны проблем (продовольственной, жилищной, здравоохранения и охраны окружающей среды, производства товаров народного потребления и др.).

К 1991 г. социально-экономический кризис достиг своего апогея. Его результатом стали распад СССР, крушение общей модели развития советского общества. Начался тяжелый и длительный переходный период рыночных преобразований.

Постсоветский период

В 1990-х гг. в связи с непродуманным переходом страны от планово-директивных к рыночным методам хозяйствования произошел крупномасштабный экономический спад. Произошло снижение объема производственного валового продукта в 2000 г. по сравнению с 1990 г. на 36% и промышленного производства на 45%. Это привело к снижению спроса на энергоресурсы. Как следствие, объемы добычи и производства первичных энергоносителей сократились на 24%, а электроэнергии — на 19% (в 1998 г. — на 43 и 55% соответственно).

В производственных хозяйствующих структурах ТЭК сложилось тяжелое финансовое положение, инвестиции в комплекс осуществлены в 1.6-1.8 раза меньшие, чем прогнозировалось, прирост разведанных запасов по нефти был в 3 раза, а по газу — в 5 раз меньше необходимого, что не компенсировало их добычу. Не было обеспечено даже простое воспроизводство основных фондов в отраслях ТЭК, в результате чего износ активной их части достиг 60-80%. Даже в 2000 г., несмотря на высокие мировые цены на нефть, инвестиции в ТЭК составили только 36.7% от уровня 1990 г. (1998 г. — 29.6%). Не сформировались в стране ни цивилизованный конкурентный энергетический рынок, ни оптимальные производственные структуры ТЭК.

Таблица 3

Динамика роста в n раз тарифов и цен (1990 г. = 1)

(с учетом деноминации рубля в 1998 г.)

 

1995г.

1997г.

1998г.

2000 г.

Рост средних тарифов

на электроэнергию

11

17

16

27.9

Рост цен в промышленности

10.6

14.3

18.6

40.9

Рост цен на газ

9.9

12.6

13.0

18.03

Диспропорции в формировании отечественного товарного рынка и сложившихся на нем товарно-платежных взаимоотношений, которые характеризовались длительными системными неплатежами, в сочетании с рядом доугих факторов, в том числе конъюнктурным подходом к формированию тарифов на энергию и цен на газ, привели к крайне тяжелому финансовому положению электроэнергетических субъектов, структур газовой промышленности и к острому дефициту инвестиций. Динамика тарифов на электроэнергию и цен на газ, несмотря на бытующее мнение об опережении темпов их роста, в эти годы существенно отставала от роста средних цен в промышленности (табл. 3). В результате таких диспропорций доля стоимости энергии в издержках производства промышленности в 1999 г. снизилась до 5.6 против 9.4% в 1998 г. Однако при этом резко сократились инвестиционные возможности электроэнергетики и газовой промышленности.

Как следствие, ввод новых мощностей в электроэнергетике осуществляется в 4-5 раз меньшими темпами, чем происходило старений действующих, а объемы инвестиций в газовой отрасли снизились до 60% от необходимых.

Таким образом, назрела необходимость дальнейшего реформирования структур и механизмов в ТЭК с тем, чтобы реально задействовать рыночные инструменты, сохранив в то же время системное единство энергетики. Реализация Энергетической стратегии России с момента ее принятия в 1995 г. представлена в табл.4.

Таблица 4

Основные показатели реализации

Энергетической стратегии

1995-2000 гг.

Показатели

Прогноз

по Энерге-

тической

стратегии

1995г.

Факт

2000 г.

   

Производственный

внутренний валовый

продукт, % к 1990 г.

70

63

   

Потребление первичных

топливно-энергетических

ресурсов, млн. т. у.т.

950

921

   

Производство электро-

энергии, млрд.кВт•ч

1000

878

   

Добыча газа, млрд. м 3

740

584

   

Добыча нефти, млн. т

310

323

   

Добыча угля, млн. т

290

258

   

Прирост разведанных

запасов на период:

       

нефти, млн т

3.5-4.0

1.2

   

газа, млрд. м 3

6.5-8.0

1.5

   

Тариф на электроэнергию

(в среднем), цент/кВт • ч

3.5-3.65

1.1-1.2

   

Цена газа (в среднем),

долл./тыс. м 3

47-50

12-13

   

Инвестии в ТЭК за период,

млрд.долл.

90-105

55-60

   

В конце 1990-х гг. претерпели серьезные изменения прогнозировавшиеся макроэкономические показатели и сценарные условия социально-экономического развития страны, что определяющим образом влияет на масштабы энергопотребления и оптимизацию структуры ТЭБ.

Произошли крупные изменения в формах собственности основных фондов отечественной энергетики, ее строительного комплекса, а также управления, государственного регулирования деятельности производственных структур ТЭК, в том числе естественных монополий, в ценовой и налоговой политике.

Практически вся собственность в электроэнергетической отрасли акционирована и приватизирована с сохранением контрольного пакета акций в руках государства с учетом значимости отрасли для жизнедеятельности общества. Государство сохранило за собой регулирование цен на продукцию и услуги монопольных структур. Сформированы региональные и федеральный рынки энергии и мощности, управленческие структуры, отвечающие специфике деятельности отраслей (РАО «ЕЭС России», 72 региональных АО-энерго, концерн «Росэнергоатом»). Однако они требуют дальнейшего совершенствования. Принят ряд законодательных и других нормативных актов, регулирующих деятельность электроэнергетики в рыночных условиях хозяйствования. В то же время в ходе реформ возник ряд крупных проблем, влияющих на функционирование электроэнергетики и требующих принятия соответствующих мер, в том числе со стороны государства.

В связи с нестабильностью правовых основ экономической деятельности в России и по ряду других причин существенно снизилась ее инвестиционная привлекательность для отечественных и зарубежных инвесторов, хотя потребность в них многократно возросла. В условиях значительного роста себестоимости добычи и производства топливно-энергетических ресурсов, необходимости резкого увеличения капитальных вложений в ТЭК и ужесточения экологических требований возросла стратегическая значимость повышения энергоэффективности экономики как важнейшего инструмента удовлетворения энергетических потребностей общества.

Мировая экономическая и энергетическая перспективная ситуация обусловливает необходимость более широкого сотрудничества ТЭК, в том числе электроэнергетического сектора, со странами Азиатско-тихоокеанского региона.

* Здесь и ниже прогнозные оценки развития экономики и ТЭК России приводятся в соответствии с Основными положениями ЭС-2020, одобренными Правительством Российской Федерации 23 ноября 2000 г. В связи с уточнением прогнозов социально-экономического развития России в мае 2003 г. разработана уточненная Энергетическая стратегия с некоторой корректировкой количественных оценок, которые будут приведены в следующем номере журнала.

Все это привело к разработке новой Энергетической стратегии России до 2020 г. (ЭС-2020). В ее основу были положены требования к ТЭК, которые выдвигает перспективное социально-экономическое развитие страны. В качестве основной гипотезы функционирования экономики была принята рыночная модель с государственным регулированием и средними темпами роста ВВП при благоприятном развитии экономики 5-6% в год. ВВП к 2020 г. по сравнению с 1998 г. должен возрасти в 3-3.15 раза, продукция промышленности — в 3.2-3.9 раза, сельского хозяйства — в 2.1-2.2 раза и инвестиции в основной капитал — в 4-5 раз при увеличении реальных доходов населения в три раза * . Одновременно в ЭС- 2020 рассмотрено развитие ТЭК в неблагоприятных условиях развития экономики с ростом ВВП за указанный период в 1.9-2.1 раза.

Энергоемкость экономики России в 3-5 раза выше, чем в развитых странах Запада и Японии. Это является следствием низкого технологического уровня производства и коммунально-бытовой сферы, «тяжелой» структуры ВВП и промышленного производства, а также климатических условий страны. По оценкам специалистов, реально обеспечить потребности страны в энергоресурсах при указанных выше темпах ее экономического развития возможно лишь при снижении удельной энергоемкости ВВП не менее чем вдвое. Это может быть осуществлено реализацией имеющегося технологического и организационного потенциала энергосбережения, который достигает 430 млн. т у.т. в год, или почти 50% современного внутреннего энергопотребления, и структурной перестройкой экономики в соответствии со спросом рынка в направлении увеличения доли услуг в ВВП и доли малоэнергоемкой продукции.

Анализ оптимизации перспективного топливно-энергетического баланса страны и ее регионов с учетом прогнозируемых трансформаций экономических параметров сырьевой базы добывающих отраслей, добычи и производства различных энергоресурсов позволил сформировать основные параметры топливно-энергетического баланса России до 2020 г.

В нефтяной промышленности происходит качественное ухудшение сырьевой базы. Основные разрабатываемые месторождения Западной Сибири, Урала и Поволжья вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей нефти. Выработка их запасов достигла 54%, а доля трудноизвлекаемых — увеличилась до 55-60%. Ресурсный потенциал новых провинций в Восточной Сибири, Тимано-Печорском регионе и на Дальнем Востоке в несколько раз ниже «старых» районов добычи нефти, а освоение их стоит дорого. В случае снижения цен нефти на нем ниже 16-18 долл. за баррель отечественная нефть окажется на мировом рынке на грани конкурентоспособности.

Необходима разработка и реализация государством мер по стимулированию инвестиционной деятельности в нефтяной промышленности, включая и нефтеперерабатывающую, в том числе расширение действия системы соглашений по разделу продукции (СРП), особенно в сфере рискованного предпринимательства.

Главной особенностью и задачей нефтеперерабатывающей промышленности является увеличение глубины нефтепереработки с 70% в настоящее время до 85%. Это позволит при росте объема нефтепереработки на 20% увеличить производство моторных топлив в 1.7 раза с одновременным снижением выработки мазута в 1.8 раза, что скажется на топливном балансе электроэнергетики.

В газовой промышленности экономические изменения, связанные с перспективным состоянием сырьевой базы отрасли и ее основных фондов, проявляют себя еще более остро, чем в нефтяном секторе. Базовые месторождения газа в Западной Сибири значительно выработаны (Медвежье — на 78, Уренгойское — на 67, Ямбургское — на 46%) и вступили в фазу падающей добычи. Открытые новые месторождения (Ямальское и Заполярное в Западной Сибири, на шельфах Охотского и Баренцева морей, Ковыктинское в Восточной Сибири и др.) в несколько раз более дорогие, чем эксплуатирующиеся, а на них к 2020 г. должно добываться более 80% газа в стране. К тому же состояние действующих основных фондов отрасли, износ которых превысил 60%, требует крупных инвестиций для их обновления, поддержания и модернизации. В то же время жесткое и экономически необоснованное искусственное сдерживание регулируемых государством цен на газ не позволяет сформировать инвестиционные источники,обеспечивающие даже простое воспроизводство основных фондов.

С учетом изложенного предстоит обеспечить быстрое наращивание инвестиций в газовую промышленность с 4 млрд. долл. в 2000 г.до 7 млрд.долл. уже в 2005 г. и до 11-12 млрд. долл. в 2020 г. В сочетании с ростом расходов на транспортировку объективно необходимо резко повысить цены на газ — в 2.5 раза уже к 2005 г. Это одновременно будет способствовать диверсификации топливно-энергетического баланса (за счет изменения ценовых соотношений газа и угля) и стимулированию энергосбережения.

Расчеты показали, что такое увеличение цен на газ приведет к соответствующему росту цен на электроэнергию в дополнение к их объективно необходимому увеличению для формирования собственных инвестиций, что негативно скажется на конкурентоспособности отечественных товаропроизводителей и инфляционной обстановке. Однако проведение такой ценовой государственной политики в газовом секторе и в электроэнергетике объективно необходимо, поскольку без принятия этих мер страна не будет обеспечена необходимыми энергоресурсами.

Угольная промышленность располагает достаточной базой для полного удовлетворения потребностей экономики России, однако ее развитие осложнено рядом факторов.

Во-первых, это ограничения использования угля по экологическим причинам, во-вторых, по объемам перевозок железнодорожным транспортом.

Принципиально важно, что, в отличие от быстро дорожающего газа, цены на уголь должны увеличиться к 2010 г. лишь на 10-15% с последующей их стабилизацией и некоторым снижением (без учета инфляции). Это может произойти в результате вовлечения в добычу более эффективных запасов угля, улучшения хозяйственной организации отрасли и, главное, внедрения новейших научно-технических разработок в добычу, переработку и транспортировку угля. Снижение себестоимости добычи угля предусматривается и в период 2010-2020 гг., что служит важным аргументом для увеличения его роли в топливном балансе страны.

Удовлетворение потребности экономики страны в угольном топливе будет связано с развитием добычи угля в бассейнах федерального значения — Кузнецком и Канско-Ачинском. Межрегиональное значение будет иметь месторождения Восточной Сибири, Печорского, Донецкого и Южно-Якутского бассейнов. Главными потребителями возрастающих объемов добычи угля станут электроэнергетика и сфера теплоснабжения.

Энергия, 2003, № 9

* * *

В 2003 г. по решению Правительства «Энергетическая стратегия России на период до 2020 г», была обсуждена с учетом фактического хода развития экономики и вариантов уточнений прогнозных ее параметров на перспективу. При этом принципиальные направления развития ТЭК и его отраслей в основном сохранились в прежней редакции (от ноября 2000 г.).

Предусмотрены четыре варианта динамики показателей макроэкономики в зависимости от складывающихся внешних и внутренних условий: критический, умеренный, благоприятный и оптимистический. За основу приняты оптимистический и умеренный варианты, обеспечивающие рост ВВП в 2020 г. по отношению к 2000 г. соответственно в 3.3 и 2.3 раза.

Исходя из этих условий и с учетом ряда других факторов в мае 2003 г. уточнились параметры развития ТЭК и топливно-энергетического баланса (табл. 1 и 2 ).

Основными характеристиками и особенностями предстоящего периода в электроэнергетике страны будут: обновление, модернизация и наращивание генерирующих мощностей. Ввод в действие новых и модернизация действующих мощностей за период до 2020 г. должны составить 230 млн. кВт, имея в виду, что к этому времени около 165 млн. кВт действующих мощностей выработают свой парковый ресурс; трансформация структуры топливного баланса ТЭС в направлении увеличения доли угля с 30-31% в настоящее время до 38-49% в 2020 г. с соответствующим снижением доли газа; преобразование структуры производства электроэнергии в направлении повышения доли АЭС. Она должна возрасти с 15 до 19-22%. Предусматривается сохранение технологической целостности ЕЭС России и дальнейшее ее развитие, в том числе в части использования линий электропередачи сверхвысоких классов напряжений.

Производство электроэнергии для разрабатываемых сценариев развития экономики должно возрасти по сравнению с уровнем 2000 г. в 1.16-1.22 раза к 2010 г. и в 1.4-1.6 раза к 2020 г. К концу рассматриваемого периода производство электроэнергии достигнет 1215-1365 млрд. кВт • ч в зависимости от вариантов (табл. 3 и 4 ). Соответственно уровень производства электроэнергии 1990 г. при оптимистическом варианте будет превышен уже в 2011 г., а при умеренном варианте — к 2015 г.

Ожидается, что производство и отпуск тепла электростанциями по сравнению с уровнем 2000 г. увеличится в значительно меньшей степени: на 11-15% к 2010 г. и на 30-40% к 2020 г. Это связано с ожидаемой реализацией большого потенциала теплосбережения и изменением технологий производства ряда теплоемких отраслей промышленности. При этом уровень отпуска тепла 1990 г. не будет достигнут до конца рассматриваемого периода.

Для производства необходимых объемов электроэнергии уже в ближайшие годы потребуется резко увеличить ввод новых и модернизацию действующих генерирующих мощностей электростанций. Структура вводов генерирующих мощностей сильно зависит от условий формирования перспективного топливно-энергетического баланса страны и развивающихся рыночных отношений. Электроэнергетика — системообразующее начало энергетических рынков России, поэтому соотношение между разными типами электростанций — АЭС, ГЭС и ТЭС (внутри последних — между ТЭЦ и КЭС на разных видах топлива) — складывается с учетом прогнозов ценовых ситуаций на них в основных регионах страны. Структура установленной мощности электростанций в целом по стране, предусмотренная при умеренном и оптимистическом вариантах развития экономики, также представлена в табл. 3 и 4 . При этом установленные мощности учитывают ввод новых мощностей с учетом замены действующего оборудования на электростанциях и его модернизации.

Анализ данных табл. 3 и 4 показывает, что решение основных задач развития отечественной электроэнергетики потребует резкого роста инвестиций, которые необходимо будет увеличить в оптимистическом варианте экономического развития с 1.7 млрд. долл. в год в настоящее время до 7.0 млрд. долл. в 2010 г. и 12 млрд. долл. в 2020 г. В умеренном варианте развития потребуются инвестиции примерно в 1.3-1.4 раза меньшие.

Особенности территориального размещения энергетических ресурсов, как и ранее, будет влиять на структуру вводов генерирующих мощностей. Новые АЭС будут сооружаться в европейских районах, в районах дальнепривозного топлива и на Дальнем Востоке, где они экономически предпочтительны. ГЭС целесообразно строить, в основном, в Сибири и на Дальнем Востоке, ГАЭС — в европейской части страны. Угольные ТЭС предусматривается вводить не только в Сибири и на Дальнем Востоке, но и в европейских районах страны. На электростанциях, сжигающих газ, основным направлением станет замена ПСУ на ПГУ на площадках действующих газомазутных ГРЭС, а сооружение новых мощностей на газе будет осуществляться исходя из ресурсов газа.

В гидроэнергетике в период до 2010 г. должно быть завершено сооружение Бурейской ГЭС на Дальнем Востоке и начат ввод мощностей строящихся электростанций, крупнейшими из которых являются Богучанская ГЭС в Сибири, Усть-Среднеканская ГЭС на Дальнем Востоке, Ирганайская ГЭС на Северном Кавказе. После 2010 г. предусматривается продолжение экономически оправданного гидроэнергетического строительства с вводом мощностей ГЭС по 2.0-4.0 млн. кВт в пятилетку. В соответствии с этим в период 2011-2020 гг. должно быть закончено сооружение Богучанской ГЭС в Сибири, Нижнебурейской и Вилюйской ГЭС на Дальнем Востоке, Зарамагской, Зеленчукских, Черекских ГЭС — на Северном Кавказе. Кроме этого необходимо ускорить начало строительства Южно-Якутского гидроэнергетического комплекса и каскада ГЭС на Нижней Ангаре с вводом первых агрегатов головных ГЭС до 2020 г. При этом наиболее важной для гидростроительства является задача удешевления и сокращения сроков сооружения станций.

Для надежного функционирования ЕЭС России необходимо продолжить сооружение ГАЭС в европейской части страны. В период до 2020 г. целесообразно ввести 2-3 ГАЭС, которые позволят в оперативном режиме осуществлять регулирование частоты электрического тока.

Острейшей проблемой в гидроэнергетике является старение энергетического оборудования. К настоящему времени более 50% турбогенераторов гидроэлектростанций выработали свой проектный ресурс, к 2010 г. эта величина достигнет 79, а к 2020 г. — 97%. Поэтому в намечаемых к 2010 г. вводах мощности на ГЭС большая часть приходится на замену выработавшего свой ресурс оборудования действующих электростанций (5 млн. кВт в 2011-2015 гг. и до 15 млн. кВт в 2016-2020 гг.). Кроме этого на ряде ГЭС требуется проведение дорогостоящих ремонтов основных гидротехнических сооружений.

В атомной энергетике России сегодня эксплуатируются 30 ядерных энергоблоков общей установленной мощностью 22.2 МВт. В их числе 14 энергоблоков с реакторами типа ВВЭР, 11 энергоблоков с реакторами типа РБМК, четыре энергоблока типа ЭГП Билибинской АТЭЦ с канальными водографитовыми реакторами и один энергоблок на быстрых нейтронах БН-600.

Выработка электроэнергии российских АЭС составляет около 15% общей выработки в стране. В европейской части России, где расположено подавляющее большинство АЭС, эта доля достигает 22%, в частности в ОЭС Северо-запада — 41,4% и в Центрально-Черноземном регионе — около 80%. Имеющиеся резервы урана и потенциал атомной промышленности страны позволяют уже теперь значительно увеличить мощность АЭС.

Предусмотрены варианты развития атомной энергетики, в том числе максимальный, соответствующий оптимистическим условиям развития экономики и достижению консенсуса с общественностью, и умеренный — в случае возникновения трудностей в развитии экономики или противостояния общественности.

В максимальном варианте предусматривается, наряду с повышением коэффициента использования мощностей АЭС до 80%, осуществить: продление назначенного срока службы действующих атомных энергоблоков общей мощностью 21.2 ГВт до 40-45 лет их эксплуатации; вывод из работы в период 2010-2020 гг. 5.76 Гвт (12 энергоблоков первого поколения); доведение уровня действующих мощностей АЭС: в 2010 г. — до 27 Гвт с энерговыработкой 200 млрд. кВт • ч; в 2020 г. — до 41 ГВт с энерговыработкой 300 млрд. кВт • ч.

В умеренном варианте предусмотрено доведение мощностей АЭС к 2010 г. до 25 ГВт и выработки на них до 180 млрд. кВт • ч, а в 2020 г., соответственно, до 32 ГВт и 230 млрд.кВт•ч.

Важнейшим направлением развития АЭС является повышение их безопасности и экономической эффективности, для чего предусмотрено создание ядерных энергетических установок третьего поколения.

В основе Стратегии развития атомной энергетики России лежит переход от стереотипа «чем дороже, тем безопаснее» к норме «чем безопаснее, тем дешевле». Формирование технологий, реализующих воспроизводство ядерного топлива и принцип естественной безопасности, должно сопровождаться повышением конкурентоспособности атомной энергетики.

В российских условиях значительным резервом удешевления АЭС является совершенствование нормативной базы проектирования, а также отказ от дорогостоящих и неоправданно громоздких зданий, сооружений и инфраструктуры.

Роль и место атомной промышленности и энергетики таковы, что на рассматриваемую перспективу они должны быть сохранены в собственности государства и функционировать под его управлением.

Хозяйственные взаимоотношения атомной отрасли с поставщиками и потребителями ее продукции будут основаны на рыночных методах хозяйствования с той мерой государственного регулирования, которая определяется законодательством. Основным источником финансирования атомной отрасли станут собственные средства, в том числе формируемые за счет тарифной составляющей. Значительный вклад в формирование финансовых источников должны внести доходы от экспорта ядерного топлива, услуг по обогащению, переработке и хранению ядерного топлива, от экспорта АЭС и услуг по их эксплуатации. В то же время развитие атомной отрасли с учетом большого комплекса предстоящих НИОКР на данном этапе ее развития не может быть осуществлено без соответствующего изменения ценовой и инвестиционной государственной политики.

Основная часть вводов генерирующих мощностей должна обеспечиваться тепловыми электростанциями (ТЭС). Структура вводов мощности ТЭС, как указывалось выше, в основном определяется условиями их топливоснабжения. В последние годы в топливоснабжении ТЭС (особенно в европейских районах страны, включая Урал) проявилась опасная тенденция: доля расхода газомазутного топлива на ТЭС в 1998 г. составляла 71% в целом по стране и 86% — по европейским районам, а доля угля и прочих твердых видов топлива на ТЭС европейских районов не превышала 14%, в то время как в восточных районах она достигала 87%. В последние годы продолжала действовать тенденция роста расхода природного газа на ТЭС: в 2002 г. его доля достигла 66% по стране и 75% по европейским районам. Это было вызвано ценовой политикой государства, направленной на сдерживание цен на газ и тарифов на электроэнергию при свободных (высоких) ценах на уголь и мазут, что ограничивало возможности отрасли по развитию прогрессивных угольных технологий.

Перед электроэнергетикой стоит задача в ближайшие годы пересмотреть топливные структуры, особенно в европейской части страны. Изменение структуры топливопотребления ТЭС России при рассмотренных вариантах развития экономики учитывает временные ограничения на темпы замещения одних видов топлива другими. Прирост объема потребления газа тепловыми электростанциями в период до 2020 г. во всех вариантах по сравнению с современным уровнем будет в пределах до 6%. В результате абсолютный расход газа на ТЭС до 2020 г. не достигнет уровня 1990 г. в То же время за этот период существенно возрастет расход угля на ТЭС — в 1.7-1.8 раза.

При намеченных масштабах производства энергии на АЭС уровень топливопотребления ТЭС в европейских районах в 1990 г. не будет достигнут до 2020 г. ни при одном варианте развития. В то же время в период до 2020 г. потребуется значительное увеличение расхода угля на КЭС, что приведет к существенному увеличению объемов транспорта угля (кузнецкого и канско-ачинского) из восточных районов.

Развитие мощностей на существующих и вновь вводимых тепловых электростанциях должно осуществляться за счет использования новых технологий.

Магистральным направлением развития КЭС должно стать внедрение крупных высокоэкономичных ПГУ (что соответствует общемировой практике) на площадках действующих газомазутных электростанций без увеличения объемов используемого природного газа. Выработавшее свой ресурс паросиловое оборудование при этом демонстрируется. Одновременно должна быть увеличена доля КЭС на угле. В ближайшее время необходимо начать согласование площадок для угольных электростанций в европейской части страны и решить вопрос крупномасштабного транспорта угля.

На ТЭЦ необходимо резко увеличить долю парогазовых и газотурбинных технологий и сократить долю паротурбинных ТЭЦ на газе. Во вводах мощности могут получить развитие ТЭЦ малой мощности на газе, ориентированные на использование газотурбинных установок и связанные с обслуживанием тепловых нагрузок малой концентрации, в том числе за счет перевода районных котельных в мини-ТЭЦ.

Для развития электроэнергетики важнейшее значение имеет обеспечение устойчивой и надежной параллельной работы электрических станций, энергосистем и энергообъединений в составе ЕЭС России.

Перспективы электроэнергетики России и ее Единой энергосистемы требуют:

·   обеспечения необходимого развития основных системообразующих сетей и усиления существующих «слабых» межсистемных связей классов напряжений 220-330-500-750-1150 кВ, принятых для соответствующих ОЭС России, обоснованного применения линий электропередачи постоянного тока для дальнего транспорта электроэнергии внутри страны и осуществления крупномасштабного ее экспорта;

·   надежности работы ОЭС и ЕЭС России в целом на единых стандартах качества электрической энергии и мощности.

Первоочередными задачами при развитии межсистемных электрических связей являются усиление электрической связи между восточной и европейской частями ЕЭС России путем сооружения линий электропередачи напряжением 500 и 1150 кВ, а за 2010 г. и ППТ, проходящих по территории России. Это позволит сократить завоз угля из восточных в европейские районы страны, а также полнее использовать мощности ТЭС и ГЭС Сибири; усиление межсистемных связей, в том числе: транзит между системами Средней Волги, Центра, Северного Кавказа, что позволит повысить надежность электроснабжения региона Северного Кавказа; транзит между объединенными энергосистемами Урала, Средней Волги, Центра для выдачи избыточной мощности ГРЭС Тюмени; усиление системообразующих связей между системами Северо-Запада и Центра путем строительства дополнительной линии электропередачи 750 кВ; развитие электрической связи между ОЭС Сибири и Востока, что позволит обеспечить параллельную работу энергообъединений страны и гарантировать надежное энергоснабжение районов Дальнего Востока.

Важной задачей является интеграция ЕЭС России с энергосистемами стран СНГ и соседними государствами Европы и Азии на новых взаимовыгодных условиях, а также развитие энергосистем и электрических сетей в целях осуществления экспорта электроэнергии, который прогнозируется увеличить с 14 до 40-75 млрд. кВт • ч.

Суммарный ввод электрических связей напряжением 330 кВ и выше в период до 2020 г. должен составить порядка 25-35 тыс. км.

Наряду с развитием ЕЭС России на обжитой территории страны потребуется решение сложной технико-экономической задачи формирования и объединения энергосистем и энергоузлов в малообжитых районах, удаленных от основных энергетических центров Восточной Сибири и Дальнего Востока.

В стратегии развития электроэнергетики важное значение приобретают вопросы промышленной безопасности энергообъектов — их способности обеспечить защиту человека, природной среды и материальных ценностей от опасных воздействий, возникающих при авариях и других технологических нарушениях на этих объектах.

Требуется разработка ряда нормативных (и правовых документов, создание системы учета и контроля уровней промышленной безопасности объектов на всех уровнях управления. Необходимы практические методики по анализу рисков последствий от нарушений, формирование требований промышленной безопасности к проектированию, строительству, приемке в эксплуатацию и эксплуатации опасных производственных объектов, обязательное страхование ответственности за причинение вреда при эксплуатации. Особое значение приобретают работы по созданию новых современных приборов, аппаратуры контроля и диагностики состояния основного оборудования, а также систем локализации аварий и снижения объема последствий от них. Необходимо также формирование системы взаимоотношений с потребителями энергии с учетом возмещения последним убытков, вызванных авариями на энергетических объектах. Для обеспечения необходимого развития электроэнергетики должен вырасти ежегодный объем строительно-монтажных работ (СМР).

Суммарный объем поставки энергетического оборудования должен увеличиваться примерно теми же темпами, что и объем СМР. Это потребует специальной подготовки российского энергомашиностроения к массовому внедрению наиболее прогрессивных технологий, развития отечественной энергетики преимущественно на отечественном оборудовании, а использования высокоэффективных зарубежных технологий возможно лишь при условии владения российских фирм лицензиями на изготовление запасных частей.

Важным фактором формирования благоприятного инвестиционного климата в электроэнергетике, наряду с проведением разумной ценовой и налоговой политики, является осуществление комплекса структурных и институциональных преобразований.

Реструктуризация электроэнергети ки предполагает реформирование ныне действующих субъектов данной отрасли (РАО «ЕЭС России», «Росэнергоатом», региональных энергетических компаний и др.).

Особенности и масштабы развития сектора теплоснабжения прогнозируются с учетом большого потенциала энергосбережения в этой сфере, влияния изменения структуры собственности производителей и потребителей тепла и технологического совершенствования теплоснабжения. Рост суммарного производства тепла в стране прогнозируется в 2020 г. по сравнению с 2000 г. в 1.3-1.2 раза (с 2020 до 2710-2460 млн. Гкал). Прогнозируется рост доли децентрализованного теплоснабжения с 28.5 до более чем 30% с одновременным увеличением доли комбинированного производства тепла в сфере централизованного теплоснабжения с 33 до 40-50%. Объем газа, используемого для этих целей, увеличится примерно на 25% с сохранением его доли в общем топливном балансе сектора теплоснабжения на уровне 60%.

В перспективе предусматривается также расширение использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии, главным образом в районах децентрализованного энергоснабжения, в первую очередь с дорогим дальнепривозным топливом, где использование этих источников экономически наиболее выгодно, В целом по России прогнозируется увеличение использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии в 10 млн т у.т. до 20 млн. т у.т. в год за счет доведения мощностей ветроустановок до 1-1.2 млн. кВт, малых ГЭС — до 2.5-3 млн. кВт, солнечных и геотермальных отопительных систем до 1 млн. Гкал/ч, геотермальных ТЭС — до 250-300 тыс. кВт. В целях поддержки и стимулирования использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии в ЭС-2020 также предусмотрена разработка и реализация соответствующих государственных нормативно-правовых, в том числе законодательных, актов.

Суммарный объем инвестиций в ТЭК за 2001-2020 гг. оценивается величиной 540-630 млрд. долл. (табл. 5 ), в том числе в электроэнергетику 123-171 млрд. долл., из которых 23-36 млрд. долл. на АЭС и 20-28 млрд. долл. — на электрические сети. Эти инвестиции на 80-90% должны быть сформированы за счет собственных средств хозяйствующих субъектов, для чего необходима адекватная государственная ценовая, налоговая и структурная политика. Для формирования этих инвестиций неизбежно увеличение цен на топливно-энергетические ресурсы до уровня, обеспечивающего самофинансирование производственной и инвестиционной деятельности эффективно функционирующих структур ТЭК. Рост цен на энергоносители, который будет происходить, в основном, в период до 2007 г., составит в среднем около 15% в год. Это приведет к росту потребительских цен на 2-3% в год. Необходимо повышение эффективности энергоиспользования, обеспечивающей снижение энергоемкости экономики более чем вдвое за 20 лет и соответствующее уменьшение издержек на энергопотребление.

Неизбежна трансформация налоговой системы с относительным уменьшением нагрузки на производственные структуры ТЭК в соответствии с положениями налоговой политики.

В то же время в связи с прогнозируемым ростом в структуре ВВП доли услуг и доли перерабатывающей, в том числе дорогой наукоемкой продукции, доля ТЭК в этих структурных категориях будет снижаться. Прогнозируется, что в промышленном производстве она уменьшится по сравнению с 33% в последнее время до 18-19% в 2020 г.

Доля необходимых для развития ТЭК крупных инвестиций в суммарных инвестициях страны также будет уменьшаться. Необходимые для развития ТЭК инвестиции составят в целом за период 2001-2020 гг. 5-6% от прогнозируемого произведенного ВВП, а доля инвестиций в ТЭК от суммарных инвестиций по стране снизится с 30 до 20-24% в 2020 г.

Таким образом, при реализации Энергетической стратегии России на период до 2020 г. развитие ТЭК страны гармонично вписывается в прогнозируемое социально-экономическое развитие.

Главным аргументом достижения целей и реализации приоритетов Энергетической стратегии является государственное воздействие на формирование цивилизованного энергетического рынка и совершенствование экономических взаимоотношений его субъектов между собой с обществом и государством. Государственное регулирование этих процессов в ЭС-2020 предлагается осуществить посредством ценовой, налоговой и таможенной политики, направленной на регулирование уровней и соотношений цен на энергоресурсы, защиту внутреннего энергетического рынка и поддержку отечественных экспортеров топливо-энергетических ресурсов, снижение налогового бремени в отраслях ТЭК, обеспечением самофинансирования производственной, инвестиционной и инновационной деятельности.

Необходимо законодательное освобождение от налогообложения прибыли хозяйствующих субъектов, направляемой на производственные инвестиции, а также освобождение от налогов (на срок окупаемости инвестиций) прибыли от производственной деятельности новых мощностей, построенных на собственные средства структур ТЭК, хотя эти предложения не находят пока необходимой поддержки.

Система налогообложения должна учитывать специфику деятельности добывающих секторов ТЭК, а именно институционально-организационных преобразований, направленных прежде всего на формирование цивилизованных конкурентных рынков энергоносителей, и с этой целью, в частности, необходимо продолжить реструктуризацию естественных монополий, либерализовать доступ на рынок и к монопольным транспортным системам независимых производителей энергоресурсов, расширить и усилить влияние системы лицензирования деятельности в ТЭК, совершенствовать систему взаимоотношений в обществе в сфере топлива и энергии, в том числе путем четкого разделения в этой сфере функций и государственной собственности федерального и региональных уровней.

Основным механизмом достижения перспективных целей и задач является система нормативно-правовых актов, которые должны быть разработаны и приняты. Эта система предусматривает создание как законодательных актов на федеральном и региональных уровнях, так и принятие нормативных решений указами Президента Российской Федерации и постановлениями Правительства Российской Федерации.

Наконец, для реализации Энергетической стратегии необходим перманентный ежегодный ее мониторинг и адекватная реакция государства на фактический ход ее осуществления.

Энергия, 2003, № 10