Перспективы развития энергетики Дальнего Востока

Содержание.

Введение.

1. Реальное положение и перспективы.
2. Перспективная гидрогенерация.
3. Курс на модернизацию ТЭС.
4. Развитие электрических сетей.
5. Стимул для развития.
6. Кластер – основа для развития.
7. Восточный вектор энергетической политики России (основные концептуальные положения).
8. Современное состояние в реализации Восточной энергетической политики России.

Заключение.

Список используемой литературы.

Введение.

Площадь Дальневосточного Федерального округа ( ДФО) составляет 6 216 тыс. кв. км (36,4% от всей территории РФ), в округе проживает 6,5 млн. человек (4,6% численности  населения России), при этом в  течение продолжительного периода  численность проживающих в ДФО  сокращается в среднем на 1,2% в  год. На долю Дальнего Востока приходится 4,6% суммарного объема ВРП (валового регионального  продукта), а темп роста ВРП на 1,5–2,0% отстает от общероссийского  показателя. На Дальнем Востоке формируется  существенная доля продукции реального  сектора экономики страны. Здесь  добываются уголь, нефть и газ, цветные, в том числе благородные металлы, лес и рыба, производится электроэнергия, причем практически вся продукция  экспортоориентирована и конкурентоспособна. Дальний Восток занимает крайне выгодное экономико-географическое положение, соседствуя с Китаем, Японией, Южной  и Северной Кореей. Регион находится  на кратчайших путях из Западной Европы в Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР). К портам Дальнего Востока  имеют выходы транспортные системы  Транссибирской и Байкало-Амурской магистральных железных дорог, пересекающих Евразию, а вдоль дальневосточных  берегов проходит Северный морской  путь.

Огромная территория и  неравномерный характер промышленного  освоения затрудняют создание на Дальнем  Востоке единой энергетической системы. Поэтому энергетика Дальнего Востока  включает в себя объединенную энергосистему (ОЭС) Востока, на ее основе создано  ОАО «Дальневосточная энергетическая компания» и пять изолированных  энергосистем. При этом фактически ОЭС Дальнего Востока изолирована  как от ОЭС Сибири, так и от ОЭС Урала и Европейской России, потому что межсистемные перетоки электроэнергии обеспечиваются маломощными линиями  электропередачи напряжением 220 кВ.

Особенности генерации электроэнергии связаны с резко выраженной сезонностью  производства и приоритетной выработкой тепловой энергии (из-за суровых климатических  условий). В структуре установленной  мощности 30% занимает гидрогенерация, остальное приходится на тепловые электростанции (ТЭС). Основным видом топлива для  действующих ТЭС является уголь, доля которого в топливопотреблении превышает 71%. Доля мазута составляет 10%, дизельного топлива — 2,5%, газа — 16,5%. В Хабаровском, Приморском и Камчатском краях, а также в Сахалинской  области производство электроэнергии полностью базируется на тепловых электростанциях. При этом в Хабаровском крае вообще создана уникальная для России структура электростанций: 95% установленных мощностей — теплофикационные агрегаты. Перед энергетиками Дальнего Востока остро стоит задача не только менять структуру топливного баланса, но и модернизировать существующие мощности, снижая экологические риски и неизбежные издержек.

В операционную зону оперативно-диспетчерского управления (ОДУ) Востока межсистемными  линиями электропередач (ЛЭП) объединены Амурская, Приморская, Хабаровская  энергосистемы и Южный район  Якутской энергосистемы, образующие Объединенную энергетическую систему Востока (ОЭС  Востока), потребление электроэнергии в которой составляет 70% (свыше 27 млрд. кВт•ч) от общего потребления  ДФО. Камчатская, Магаданская, Чукотская, Якутская, Сахалинская энергосистемы  работают изолированно. Помимо этого  в Якутской энергосистеме изолированно друг от друга работают Центральный  и Западный энергорайоны, а на Чукотке  в аналогичном режиме работают три  энергорайона.

Дальневосточная энергетика сегодня в России наиболее затратна. Если в целом по стране доля угля в топливном балансе производства энергии – 29–32%, то на Дальнем Востоке  – 75%.

Развитие топливно-энергетической системы оказывает решающее влияние  на уровень энерговооруженности  всех отраслей промышленности и сельского  хозяйства, рост производительности труда.

В связи с серьезным  обострением ситуации в энергетической отрасли Дальнего Востока необходимость  в изучении экономико-технических  показателей основных производителей электроэнергии в регионе является одной из важнейших тем в наши дни.

1.    Реальное  положение и перспективы.

Ещё недавно планы по развитию Дальнего Востока, региона, который, по словам главы нашего государства, "обладая  богатейшим ресурсным потенциалом, имеет для России стратегическое значение", казались масштабными, но вполне осуществимыми.

Одной из ключевых составляющих этих планов было развитие энергетики Дальнего Востока как основного  элемента инфраструктуры региона, без  которого невозможна реализация его  потенциала. Однако жизнь диктует  свои условия, а состояние мировой  финансовой системы корректирует планы  и ставит под угрозу реализацию масштабных федеральных проектов.

Сегодня на Дальнем Востоке  реализуются проекты, призванные изменить облик региона, сделать его одним  из экономических центров России. Среди них нефтепровод "Восточная  Сибирь – Тихий океан", развитие Талаканского, Чаяндинского месторождений, освоение Эльконского уранового  месторождения, Маймаканского апатит-титанового месторождения, Наталкинского и  Нежданинского месторождений, месторождения  Кючус и еще целый ряд масштабных проектов.

Экономический потенциал  и масштаб реализуемых на Дальнем  Востоке проектов определяются не только наличием богатых природных ресурсов, но и геополитическим значением  региона, выходом к Тихому океану, близостью к динамично развивающимся  странам АТР, растущему и перенаселенному  Китаю.

Преградой на пути реализации этих проектов является неразвитость инфраструктуры региона, в том числе  энергетической. "Эта неразвитость ощущается абсолютно во всем. Не развита транспортная инфраструктура, поэтому очень дорогие первичные  энергоресурсы. Не развита энергетическая инфраструктура, поэтому очень дорогая  электроэнергия по совокупности затрат. Самое главное – неразвитость электросетевой инфраструктуры, что  создает проблемы с реализацией  мега проектов, все они требуют  опережающего развития, в первую очередь  энергетической инфраструктуры и транспортной", – отмечает Геннадий Алексеев, первый заместитель председателя правительства  Республики Саха (Якутия).

Динамично развивается Приморский край. Однако уже сейчас во Владивостоке в силу проблем, накопившихся за десятилетия, порой отсутствует техническая возможность подключения новых потребителей, а резервы для прохождения пиковых нагрузок приближаются к нулю. В 2012 году на острове Русский во Владивостоке пройдет саммит АТЭС. Для его качественной организации и придания импульса развитию региона предстоит решить целый комплекс задач по развитию энергетической инфраструктуры города.

Энергетики и региональные органы власти понимают, что для  реализации этих и множества других масштабных проектов существующих генерирующих и сетевых мощностей явно недостаточно.

Согласно прогнозам темпы  роста электропотребления на Дальнем  Востоке в период до 2015 года составят от 3 до 4,2 процента в год. В 2009 году уровень  электропотребления превысил абсолютный максимум электропотребления, достигнутый  в 1990 году.

Реализовывать мега проекты  и решать стратегическую задачу создания достойных условий для жизни  и труда в регионе приходится в меняющихся экономических условиях, которые корректируют планы и  требуют повышенного внимания к  реализации масштабных федеральных  проектов. И без того существующие трудности с привлечением частных  инвесторов в энергетику региона  усугубились проблемами на мировых  финансовых рынках, удорожанием кредитных  ресурсов и значительным сокращением  спектра возможностей по привлечению  средств.

"Огромные расстояния, низкая плотность населения, сложные  климатические условия, отсутствие  конкурентного рынка электроэнергии  определяют специфику электроэнергетики  Дальнего Востока", – говорит  управляющий консультант компании  «Branan» Алексей Знаменский. "Свободного  рынка в регионе не предвидится.  Как минимум до 2015 года дальневосточные  энергетические компании будут  работать по регулируемым тарифам", - отмечает аналитик компании "Тройка  Диалог" Александр Котиков. Этим  объясняется низкая инвестиционная  привлекательность энергетики Дальнего  Востока для частного бизнеса  и выбор другой схемы реформирования  энергетики региона: в отличие  от других частей страны, где  были созданы конкурирующие между  собой частные генерирующие компании (ОГК и ТГК), в энергосистеме  Востока с учетом региональной  специфики было принято стратегически  правильное решение о централизации  энергетических активов. 

Однако в то время как  в энергетику России приходили частные  инвесторы, в том числе иностранные, энергетические компании Дальнего Востока  развивались исключительно за счет собственных и заемных средств.

Сегодня электроэнергетика  Дальнего Востока практически полностью  находится под контролем трех государственных компаний – ОАО "РАО Энергетические системы Востока" (холдинг, контролирующий тепловую генерацию, распределительные сети и сбыт), ОАО "ФСК ЕЭС" (магистральные  электрические сети), ОАО "РусГидро" (крупные гидроэлектростанции).

"Серьезной проблемой  дальневосточной энергетики является  низкая энергетическая эффективность  в силу хронического недофинансирования  отрасли. Потери в электрических  сетях в целом по Дальнему  Востоку составляют 16,7 процента, тогда  как в целом по стране средний  уровень потерь находится на  уровне 12 процентов. Износ энергетического  оборудования на Дальнем Востоке  уже сейчас превысил 60 процентов,  на некоторых электростанциях  до сих пор используется оборудование, введенное более 40 лет назад.  Техническое состояние сетей  не позволяет обеспечить надежное  электроснабжение. Большое количество  аварийных отключений происходит  из-за перегруза линий, разрушения  опорных изоляторов, прохождения  циклонов. Также значительные расстояния  определяют высокую долю топливной  составляющей в тарифе, многие  станции работают на дорогостоящем  мазуте", – рассказывает директор  Центра экономики электроэнергетики  Института экономики естественных  монополий Академии народного  хозяйства при правительстве  РФ Борис Файн.

Несмотря на все эти  трудности, энергетики решают задачу обеспечения  потребителей электроэнергией, однако средств, получаемых от операционной деятельности, хватает только на поддержание текущего состояния генерирующих мощностей  и сетевого хозяйства. Средств на инвестиции в новое эффективное  оборудование, развитие сетей, строительство  подстанций нет.

Преодоление существующих проблем  возможно только путем комплексной, согласованной реализации целенаправленных инвестиционных программ ОАО "РАО  ЭС Востока", ОАО "ФСК ЕЭС" и  ОАО "РусГидро".

2.    Перспективная  гидрогенерация

Потребность во вводах генерирующих мощностей в ДФО к 2020 г., согласно Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 г., составляет 16,04 ГВт, в том числе по гидрогенерации – 3,75 ГВт. Наиболее перспективными проектами  в ОЭС Востока могут стать  гидрогенерирующие мощности, хотя они  и самые затратные, но при долгосрочном прогнозировании уровня энерготарифов  не привязаны к топливной составляющей. Дальний Восток и Забайкалье обладают более 45% потенциальных гидроэнергетических  ресурсов России, почти 68% из которых  могут быть использованы технически.

Современный же уровень практического  использования гидроэнергетических  ресурсов в ДФО крайне низок –  около 1% от потенциала. Одним из крупнейших проектов в энергетике является строительство  и ввод мощностей Бурейской ГЭС (пос. Талакан, Амурская обл.). При завершении строительства межсистемных линий  электропередачи 500 кВ для выдачи мощности Бурейской ГЭС и связи Хабаровской  и Дальневосточной энергосистем переток мощности от Бурейской ГЭС  в остродефицитное Приморье может  достигать до 1 ГВт. Дополнительно  рассматривается строительство  Нижне-Бурейской ГЭС (320 МВт) с целью  оптимизации режимов работы Бурейской  ГЭС, Нижне-Зейской ГЭС (400 МВт) для  сдерживания уровня энерготарифов  в ОЭС Востока за счет увеличения доли гидрогенерации в энергобалансе. Второй значимый проект в гидрогенерации – строительство Южно-Якутского  гидроэнергетического комплекса (ГЭК) в Якутии. В его состав войдут семь ГЭС на притоках рек Лена и  Алдан – общей установленной  мощностью 8,5 ГВт. Ввод в эксплуатацию этого комплекса позволит не только полностью покрыть потребности  Якутии в электроэнергии (по прогнозам, к 2015 г. энергопотребление в республике увеличится примерно на 7 млрд. кВт/ч), но и направлять большую часть энергии  в ОЭС Востока и ОЭС Сибири, а в перспективе – и на экспорт  в страны Северо-Восточной Азии. По оценкам, затраты на строительство  Южно-Якутского ГЭКа составят около 8,2 млрд. долларов, а само строительство  с выходом на проектную мощность займет не менее 16 лет. Пока за счет средств  Инвестфонда и ОАО «РусГидро» в рамках мегапроекта «Комплексное развитие Южной Якутии» решено строить  только одну ГЭС из каскада –  Канкунскую мощностью 1600 МВт.

3.    Курс  на модернизацию ТЭС.

Основным видом топлива  для действующих ТЭС является уголь, доля которого в топливо потреблении превышает 71%. Доля мазута составляет 10%, дизельного топлива – 2,5%, газа – 16,5%. В Хабаровском и Приморском краях, а также в Сахалинской области производство электроэнергии полностью базируется на тепловых электростанциях. Камчатская, Магаданская, Сахалинская энергосистемы работают изолированно и состоят из отдельных энергорайонов, не связанных друг с другом. Основная проблема здесь – зависимость от поставок топлива с материка. Крупные инвестиционные проекты в регионе по вводу мощностей: Ургальская ТЭС (4х900 МВт) в Хабаровской энергосистеме; Харанорская ТЭС (3х800 МВт), Татауровская ТЭС (2х600 МВт), Олонь-Шибирская ТЭС (4х900 МВт) в Сибири; увеличение мощности до 570 МВт Нерюнгринской ГРЭС в Якутии. Из-за дефицитности топливного баланса региона и высокой стоимости топлива, приоритетным направлением в повышении экономической эффективности теплогенерации в регионе является техническое переоснащение ТЭС с заменой паросиловых турбин на парогазовые и оптимизация топливного баланса. В частности, предполагается существенное снижение доли мазута, увеличение доли угля с повышением его качества и сохранения практически на прежнем уровне доли газа в топливном балансе региона. Учитывая перспективу развития в регионе гидрогенерации, Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики не предусматривается масштабного строительства АЭС. В этом смысле можно отметить планируемое в период 2016–2020 гг. сооружение двух энергоблоков Приморской АЭС с реакторной установкой ВБЭР300 установленной мощностью 600 МВт и Певекской плавучей атомной тепловой электростанции (ПАТЭС) с реактором КЛТ-40С мощностью 70 МВт в Чукотском автономном округе.

4.    Развитие  электрических сетей.

На территории ОЭС Востока  действуют электрические сети напряжением 110–220–500 кВ. В изолированных энергорайонах  действуют электрические сети напряжением 220 кВ и ниже. Характерной особенностью электрических сетей ОЭС Востока  является их цепочечный характер и  большая протяженность, связанная  с удаленностью крупных электростанций от потребителей (западной части Амурской энергосистемы, Хабаровской энергосистемы, юга Приморской энергосистемы). В  изолированных энергосистемах, вследствие работы не в составе объединенной энергосистемы Востока, возникает необходимость содержания увеличенного резерва мощности и использования большого количества дизельных электростанций на дорогом топливе. Развитие сетевой инфраструктуры ДФО и строительство в соответствии с Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики межсистемных линий электропередачи ЛЭП-220-500 кВ общей протяженностью свыше 3,5 тыс. км жизненно необходимо для решения задачи по обеспечению параллельной работы ОЭС Сибири и ОЭС Востока, а также сокращения до минимума существования изолированных узлов в самом округе. Для передачи мощности строящихся ГЭС в Якутии в Хабаровскую и Приморскую энергосистемы планируется усиление существующего транзита 500 кВ вдоль Транссибирской железнодорожной магистрали и сооружение нового транзита 500 кВ вдоль БАМа от Нерюнгринской ГРЭС до Хабаровска. Кроме того, строящиеся линии электропередачи открывают большие возможности экспорта электроэнергии в значительных объемах в страны Юго-Восточной Азии.

5. Стимул для развития.

Дальний Восток обладает огромным потенциалом для развития альтернативной энергетики на возобновляемых источниках. Основную часть потенциала составляет геотермальная энергия и энергия  приливов. ОАО «РусГидро» на Дальнем  Востоке эксплуатируются мощности и реализуется ряд проектов в  альтернативной энергетике: эксплуатация Паужетской ГеоЭС (14,5МВт), строительство  бинарного блока на Паужетской ГеоЭС (2,5 МВт), эксплуатация Мутновской и  Верхнее-Мутновской ГеоЭС (62 МВт), проектирование Мутновской ГеоЭС-2 (50МВт), строительство  ветропарка на о. Русский (30 МВт), проектирование Тугурской приливной станции (3850 МВт). Однако, даже с учетом проектируемых  мощностей, потенциал возобновляемых источников осваивается на Дальнем  Востоке достаточно слабо. Причиной тому являются высокие капитальные  затраты на строительство объектов ВИЭ, крайне длительные сроки окупаемости  инвестиций и, как следствие, низкая инвестиционная привлекательность  отрасли альтернативной энергетики. Принимая во внимание высокий инновационных  характер технологий, решением проблемы призвана стать нормативноправовая база развития альтернативной энергетики, основные предпосылки которой заложены в Федеральном законе «Об электроэнергетике» № 35-ФЗ (в редакции 250-ФЗ). В разработке нормативной базы активное участие  принимает ОАО «РусГидро». Нормативная  база стимулирования энергетики на возобновляемых источниках энергии включает в себя ряд нормативных документов, часть  из которых уже принята (постановление Правительства РФ № 426 от 03.06.2008 г. «О квалификации генерирующего объекта ВИЭ…», Указ Президента РФ №889 от 04.06.2008 г. «О некоторых мерах по повышению энергетической эффективности экономики РФ»), другая часть подготовлена и должна быть принята до конца 2008 г. Данная нормативная база предполагает применение различных мер стимулирования развития альтернативной энергетики, в частности: применение надбавок к рыночным ценам для генерирующих объектов на возобновляемых источниках, компенсация из бюджета стоимости технологического присоединения объекта ВИЭ к электрическим сетям, компенсация из бюджета части процентов за пользование кредитами и страховой премии для объектов ВИЭ и т.д. Реализация всех этих направлений сможет решить самую главную проблему энергетики Дальнего Востока – проблему высоких тарифов на электрическую и тепловую энергию.

6.    Кластер  – основа для развития.

Дальневосточная энергетика сегодня в России наиболее затратна. Если в целом по стране доля угля в топливном балансе производства энергии составляет 29–32%, то на Дальнем  Востоке она достигает 75%. При  этом 23% твердого топлива завозится  из-за пределов региона, в результате чего уголь становится дороже на 40%, а в Камчатском крае, Магаданской  области, а также Корякском и  Чукотском автономных округах –  на 60%. Цена электрической энергии  для потребителей в ДФО в 1,7 раза превышает среднероссийскую. При  этом в Корякском и Чукотском  автономных округах превышение составляет соответственно 11 и 4 раза. Тарифы же на тепловую энергию выше средних по России в 2,2 раза. Высокие тарифы на электрическую энергию и транспортные издержки угрожают экономической безопасности ДФО, мешают развитию промышленных предприятий, сельскохозяйственных товаропроизводителей, предприятий социальной сферы. Главным  выходом из положения здесь видят  пока прямое субсидирование государством разницы в стоимости тарифов  на электрическую энергию. Тарифы на электроэнергию на Дальнем Востоке, по оценке экспертов, смогут сравняться со среднероссийскими только к 2018–2020 гг., и то, если в ДФО изменится  структура топливного баланса и  будут созданы необходимые условия  для ввода новых гидроэнергомощностей. Базовой основой для развития электроэнергетики ДФО является создание энергопромышленных кластеров, в которых новые объекты гидрогенерации могут быть оптимальным источником энергоснабжения для крупных  потребителей. Одна из основных задач  государства в создании энергопромышленных кластеров – формирование инфраструктурных условий, при которых бизнесу будет выгодно развивать экономику, обеспечивая баланс социального, технологического и экономического развития, и здесь государство, как инвестор, выступает активным партнером бизнеса, формируя там один из важнейших механизмов инвестиционной деятельности – частно-государственное партнерство. Для реализации проекта «Комплексное развитие Южной Якутии» предполагается создание экономического кластера в Южной Якутии на базе энергии ЮжноЯкутского гидроэнергетического комплекса и минерально-ресурсной базы региона. Управление такими энергопромышленными программами должно осуществляться комплексно, в рамках специально создаваемых органов – корпораций развития региона, обеспечивающих согласованный инвестиционный процесс, синхронность создания энергетической инфраструктуры и новых потребителей энергии. На данный момент сформировано и зарегистрировано ОАО «Корпорация развития Южной Якутии». По этой же схеме должны быть созданы кластеры развития Приамурья и Северо-Востока. Основная роль в развитии электроэнергетики ДФО остается за государством. И хотя ключевые инвестиционные проекты будут проходить под его контролем, это ни в коей мере не мешает негосударственным компаниям поучаствовать в развитии дальневосточных энергоактивов. Именно в конструктивном сотрудничестве федеральной и региональной власти и бизнеса залог успеха в реализации столь масштабных планов по развитию электроэнергетики региона.

7. Восточный вектор  энергетической политики России (основные концептуальные положения).

Особенности развития экономики  страны в новых условиях вызывают необходимость пересмотра ранее  принимавшихся приоритетов в  экономической и энергетической политике России.

Национальные интересы России требуют активизации ее взаимовыгодного  энергетического сотрудничества с  Японией, Китаем, Кореей и другими  странами Северо-Восточной Азии.

Это приоритетное направление  развития энергетики страны, неофициально получившее название «Восточный вектор энергетической политики России», четко  обозначено в Энергетической стратегии  до 2020 г., суть которого состоит в  следующем:

‑ создание новых энергетических центров в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке будет способствовать повышению энергетической безопасности России, восстановлению и усилению нарушенных топливно-энергетических связей между регионами, решению многих важных задач федерального, межрегионального и регионального уровней;

‑ быстрое и широкомасштабное развитие энергетики восточных регионов России и выход на энергетические рынки Японии, Китая, Кореи и других стран Северо-Восточной Азии необходимо рассматривать как важное средство своевременного обеспечения должных позиций России в этом стратегически важном регионе мира;

‑ создание на Востоке России и в Северо-Восточной Азии развитой энергетической инфраструктуры в виде межгосударственных газопроводов, нефтепроводов, ЛЭП позволит снизить стоимость энергоносителей, повысить надежность энергоснабжения, топливоснабжения потребителей разных стран, облегчить решение экологических проблем.

8. Современное состояние в реализации Восточной энергетической политики России.

В настоящее время в  России ведется большая работа по формированию и реализации программных  документов, определяющих развитие энергетики на Востоке России с учетом энергетической кооперации со странами АТР, такими являются: «Энергетическая стратегия России на период до 2020 г.», ФЦП «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока  и Забайкалья на период до 2013 г.», «Стратегия социально-экономического развития Дальнего Востока, Республики Бурятия, Иркутской  и Читинской областей до 2025 г.», «Стратегия развития ТЭК Восточной Сибири и  Дальнего Востока до 2030 г.», «Программа создания в Восточной Сибири и  на Дальнем Востоке единой системы  добычи, транспортировки газа и газоснабжения  с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран  АТР», «Программа развития нефтеперерабатывающих  мощностей в районах Восточной  Сибири и Дальнего Востока», «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики  до 2020 года»,  «Программа развития ТЭК  Восточной Сибири и Дальнего Востока  до 2020 г.» и др.

Материальный базис восточного вектора энергетической политики России определяют несколько крупных межстрановых топливно-энергетических проектов, а  именно: 

–  Строится нефтепровод  «Восточная Сибирь – Тихий Океан» (проект ВСТО) общей мощностью 80 млн.т  с ответвлением нефтепровода в Сковородино  на Китай производительностью до 25-30 млн.т нефти в год.

– Правительством РФ одобрена и начала реализовываться «Программа создания в Восточной Сибири и  на Дальнем Востоке единой системы  добычи и транспортировки газа и  газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и  других стран АТР». Учитывая то, что  базовые месторождения углеводородов, предназначенные для экспортных поставок в страны СВА расположены  в восточных регионах России (Красноярский край, Иркутская область, Республика Саха (Якутия), Сахалинская область), Программой предполагается создание четырех  центров газодобычи на территории Востока  России: Красноярского центра газодобычи (на базе Собинско-Пайгинского и  Юрубчено-Тохомского месторождений), Иркутского (на базе Ковыктинского месторождения  и месторождений севера Иркутской  области), Якутского (на основе Чаяндинского месторождения и соседних нефтегазоконденсатных  месторождений) и Сахалинского (на базе месторождений шельфовой зоны острова (проекты «Сахалин-1,2») с дальнейшим развитием центра за счет реализации проектов «Сахалин-3-6»). В Программе  прогнозные объемы добычи газа в 2015 г . оцениваются в пределах 44,9-88,2 млрд. м3 газа в год, в 2020 г . – 76,6-133,8 млрд. м3 газа в год.

– В России изучается  возможность реализации проекта  ежегодной поставки в Китай, начиная  с 2015 г ., 30-35 млрд.кВт/ч электроэнергии и 60-70 млрд.кВт/ч к 2020 г ., что потребует  сооружение в Восточной Сибири и  на Дальнем Востоке электрических  мощностей (дополнительно к тем, которые необходимо ввести для обеспечения  внутренних потребностей) в объеме 10-12 млн.кВт, причем 6 млн.кВт уже необходимо ввести к 2015 г.

Крупные проекты и комплексные  программные инициативы в энергетическом секторе восточной части России могут оказать значительное влияние  на социально-экономическое развитие восточных регионов России, за счет создания крупных топливно-энергетических баз и магистральных коридоров  для передачи в страны АТР и  СВА дальневосточных и восточносибирских  энергоресурсов.

Следует отметить, что в  настоящее время на всех уровнях  отчетливо осознается необходимость  поставок на международные рынки  не только сырья, но и продукции глубоких степеней переработки, с высокой  добавленной стоимостью. Для этого  в восточных регионах России предлагается увеличить производство нефте-, газо- и углехимической продукции, спрос на которую в странах АТР и СВА достаточно велик.

Анализ возможности ресурсной  базы восточных регионов России и  емкости рынка стран АТР и  СВА, с учетом существующих межправительственных соглашений и контрактов, позволяет  говорить о наиболее вероятных объемах  экспорта топливно-энергетических ресурсов из восточных регионов: природный  газ – 40-50 млрд. м3 в 2020 г. и  65-75 млрд. м3 в 2030 г.; нефть –  50-60 млн.т. в 2020 г. и 80-120 млн.т. в 2030 г.; уголь – 30-35 млн.т  в 2020 г. и 35-45 млн.т в 2030 г.

Приграничный экспорт  электроэнергии в Китай и Северную Корею оценивается в 7 млрд. кВт/ч  в 2020 г. и 8 млрд. кВт/ч. в 2030 г., крупномасштабный – 60 млрд. кВт/ч. При этом, экспорт  электроэнергии до 60-70 млрд. кВт/ч. в  год потребует сооружения крупных  электростанций: в Восточной Сибири (Олонь-Шибирской, Татауровской и Новой  Харанорской общей мощностью 6 млн. кВт) и на Дальнем Востоке (Ургальской ТЭС мощностью 3,6 млн. кВт), эксплуатация которых приведет к увеличению использования  топлива в объеме 15-20 млн. т у.т./год  и необходимости наращивания  мощностей по добыче тугнуйского, татауровского, харанорского и ургальского углей.

Реализация восточной  энергетической политики является очень  сложной проблемой. Ее сложность  состоит в том, что она носит  комплексный характер, реализуется  на обширной территории, в ней задействовано  большое количество российских и  иностранных участников, программные  мероприятия (особенно межстрановые энергетические проекты) очень капиталоемки и их реализация предполагает тесное международное  энергетическое сотрудничество. Очевидно, что без привлечения зарубежных инвесторов осуществить масштабный экспорт российских энергоресурсов в страны АТР и СВА в период до 2020-2030 гг. невозможно.

Кроме того, несогласованность  большинства экспортных проектов показывает, что в России превалирует отраслевой, или корпоративный, подход при подготовке и принятии крупных капиталоемких  решений, имеющих большое социально-экономическое  значение для всей страны.

По нашему мнению, назрела  необходимость в разработке научно-обоснованной стратегии энергетической кооперации в странах АТР и СВА, в которой  будет показана очередность освоения топливно-энергетических ресурсов, очередность  и этапность их поставок собственным  потребителям и на экспорт, а также дана оценка социально-экономических последствий от принимаемых решений не только для компаний, но и для субъектов РФ, регионов и страны в целом.

Такую стратегию можно  разработать лишь путем объединения  коллективов научно-исследовательских  и проектных институтов, компаний, банков и при активной поддержке  Правительства и Администраций  субъектов РФ.