Развитие сырьевого сектора в стране

Развитие нефтяного сектора

В 2000 – 2009 гг. быстрыми темпами развивалась транспортная инфраструктура нефти. За 2000 – 2006 гг. была сформирована альтернативная транзиту через Прибалтику система прямых поставок на рынки Северо–Западной Европы – Балтийская трубопроводная система; модернизированы участки нефтепроводов акционерной компании "Транснефть", реконструированы порты в Новороссийске, Находке, Туапсе и др. В апреле 2006 г. начато строительство нефтепровода "Восточная Сибирь–Тихий океан" (ВСТО), в октябре 2008 г. введён в эксплуатацию в реверсном режиме крупный участок нефтепровода ВСТО "Талахан–Тайшет", а в декабре 2009 г. намечено завершение формирования первой очереди "Тайшет–Сковородино", ведётся строительство нефтепровода – отвода на Китай, пуск которого запланирован на январь 2011 г.

При этом воспроизводство сырьевой базы нефти не соответствовало быстро растущей добыче. Неудовлетворительно производились сбор и утилизация попутного нефтяного газа, оставались низкими качество разработки нефтяных месторождений и коэффициенты извлечения нефти.

Фундаментальными причинами падения добычи нефти стали: истощение сырьевой базы на значительной части эксплуатируемых месторождений в традиционных районах нефтедобычи (Западная Сибирь, Волго–Урал); смещение сроков реализации проектов Тимано–Печоре, Восточной Сибири, Северном Каспии; сокращение в 2008 г. добычи нефти на Сахалине.

При исключительно высоких мировых ценах на нефть 2006 – 2009 гг. в стране произошло сначала снижение темпов роста добычи, а затем с 2008 г.,– её абсолютное сокращение. В 2008 г. добыча нефти и конденсата в России составила около 488,5 млн. тонн – это первое место в мире, более чем на 10% больше уровня добычи Саудовской Аравии. Но одновременно впервые за последние 10 лет в стране произошло снижение производства (падение добычи по итогам года составило около 0,51 %, в первом квартале 2009 г. – почти 1 % за период в целом). В 2009 г. добыча нефти составила 493,7 млн. тонн, что на 1,2 % больше, чем в 2008 г.

Главный центр российской нефтяной промышленности – Западная Сибирь, где добывается около 68 % всей отечественной нефти. ХМАО – основной нефтедобывающий регион (80 %), крупномасштабная добыча нефти и конденсата ведётся также в ЯНАО и Томской области. В последние годы введены в эксплуатацию месторождения Омской, Новосибирской и юга Тюменской областей, где суммарный объём добычи составил в 2008 г. около 5 млн. тонн.

Таблица 1 – Добыча нефти по регионам России в 2008 г.

Регион млн.тонн %
Европейская часть 141,9 29,0
Север, Северо–Запад 29,0 5,9
Поволжье 54,4 11,1
Урал 53,8 11,0
Северный Кавказ 4,7 1,0
Западная Сибирь 332,3 68
ХМАО 277,6 56,8
ЯНАО 39,2 8
Томская область 10,5 2,1
Новосибирская область 2,1 0,4
Омская область 1,5 0,3
Юг Тюменской области 1,4 0,3
Восточная Сибирь (включая Республику Саха) 1,4 0,3
Красноярский край 0,1 0
Иркутская область 0,5 0,1
Республика Саха (Якутия) 0,8 0,2
Дальний Восток 12,9 2,6
Сахалинская область 12,9 2,6
Россия, всего 488,5 100

Освоение месторождений в новых нефтегазоносных провинциях пока сдерживается отсутствием транспортной инфраструктуры и организационно–экономическими факторами. Недостаточный для компенсации падения добычи в старых нефтедобывающих регионах рост производства в 2008 г. в Лено–Тунгусской и Тимано–Печорской провинциях произошел в результате переноса АК "Транснефть" сроков завершения строительства первой очереди нефтепровода ВСТО (трубопроводная система "Восточная Сибирь–Тихий океан"), изменения НК "Роснефть" графика ввода в эксплуатацию Ванкорского месторождения, более позднего ввода в эксплуатацию НК "Лукойл" Южно–Хыльчуюского месторождения. Произошло смещение сроков перехода на круглогодичную добычу нефти в рамках проекта "Сахалин – 2"; пройден пик добычи нефти в рамках проекта "Сахалин – 1", в результате в 2008 г. добыча здесь снизилась на 18 % относительно 2008 г.

Незначительное увеличение добычи нефти у компаний "Татнефть" и "Башнефть" связано с переводом на дифференцированный расчет НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых) ряда месторождений компаний с трудноизвлекаемыми запасами, на поздних стадиях эксплуатации. Компаниями осуществляется значительные инвестиции в бурение новых скважин, разработку и внедрение технологий увеличения нефтеотдачи с помощью вторичных и третичных методов, повышение коэффициента нефтеизвлечения.

По мощности и объему переработки нефти Россия занимает третье место в мире после США и Китая. Переработку жидких углеводородов осуществляет 27 крупных нефтеперерабатывающих заводов, 46 мини – НПЗ и два конденсатоперерабатывающих завода.

Экспорт нефти из России в 2008 г. составил около 237,8 млн. тонн, что ниже показателя предыдущего года на 6,6 %. Снижение экспорта нефти, существенно превышающее падение её добычи, связано с особенностями налогообложения нефтяного бизнеса, когда экспорт полупродуктов – мазута и дизельного топлива, которые в дальнейшем используются во вторичной переработке в Европе, коммерчески выгоднее.

Основная часть экспорта в ближнее зарубежье осуществлялась в Белоруссию – 21,13 млн. тонн, Казахстан – 7 млн. тонн, Украину – 6 млн. тонн.

Таблица 2 – Структура экспорта нефти из России в 2007 – 2008 гг.

Направление 2007 г. 2008 г.
млн. т % млн. т %
Дальнее Зарубежье 216,6 85,11 203,1 85,41
Ближнее Зарубежье 37,9 14,89 34,7 14,59
Всего 254,5 100 237,8 100

Благодаря высокой цене на нефть на мировых рынках рост её добычи в стране проходил значительно более быстрыми темпами, чем предполагалось в самых оптимистичных вариантах "Стратегия – 2020". Активно развивалась транспортная инфраструктура: в течение нескольких лет была сформирована альтернативная транзиту через Прибалтику система прямых поставок нефти на рынки Северо–Западной Европы; с использованием самых современных технологических решений ведётся строительство нефтепровода "Восточная Сибирь–Тихий океан"; проведена модернизация участков системы нефтепроводов АК "Транснефть"; реконструкция портов в Новороссийске, Находке и др. Но при этом воспроизводство сырьевой базы не отвечало быстро растущей добыче нефти, неудовлетворительно производились сбор и утилизация попутного нефтяного газа, по–прежнему низкими оставались качество разработки нефти, медленно росли объём и глубина её переработки.

Тенденции рынка нефтепродуктов таковы, что нефтяные компании вынуждены пересматривать своё отношение к технологическому состоянию принадлежащих им НПЗ. Благодаря росту спроса на дизельное топливо в России и Европе следует ожидать увеличения объёмов его производства и доведения качества до европейских стандартов. Поскольку российские стандарты качества бензина всё ещё отстают от западных, а спрос на него будет расти медленнее, чем на дизтопливо, модернизация российских НПЗ, в первую очередь, будет ориентирована на увеличение выпуска дизельного топлива.

В будущем международное энергетическое агентство прогнозирует, что 90 % добычи углеводородов до 2030 г. будут обеспечивать развивающиеся страны и лишь 10 % государства организаций экономического сотрудничества и развития (ОЭСР) (с 1971 г. по 2000 г. государства ОЭСР давали 40 % мировой добычи нефти, а развивающиеся страны – 60 %).

В настоящее время с учётом аффилированных связей (компания, которая владеет пакетом акций основной компании в размере меньше контрольного) добычу нефти в стране осуществляют вертикально– интегрированные нефтяные компании ("Славнефть", "РуссНефть", "Лукойл", "Росснефть", "ТНК–ВР", "Сургутнефтегаз", "Татнефть", "Башнефть"), концерн "Газпром" (включая "Газпром нефть") и 140 сравнительно небольших компаний. Крупнейшие нефтегазовые компании обеспечивают в последние годы 93 – 95% добычи нефти и газа в стране. Все крупные нефтеперерабатывающие заводы России (за исключением группы заводов в Башкирии) и большая часть мини – НПЗ входят в состав ВИНК (вертикально– интегрированных нефтяных компаний).

1) ОАО "Газпром" – крупнейшая газовая компания в мире. Основные направления деятельности – геологоразведка, добыча, транспортировка, хранение, переработка и реализация газа и других углеводородов. Государство является собственником контрольного пакета акций Газпрома – 50,002 %.

2) "Лукойл" – одна из крупнейших международных вертикально интегрированных нефтегазовых компаний. Основными видами деятельности компании являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и нефтехимической продукции, а также сбыт произведенной продукции. Основная часть деятельности компании в секторе разведки и добычи осуществляется на территории Российской Федерации, основной ресурсной базой является Западная Сибирь. "Лукойл" владеет современными нефтеперерабатывающими, газоперерабатывающими и нефтехимическими заводами, расположенными в России, Восточной Европе и странах ближнего зарубежья. Основная часть продукции компании реализуется на международном рынке. "Лукойл" занимается сбытом нефтепродуктов в России, Восточной и Западной Европе, странах ближнего зарубежья и США. "Лукойл" является второй крупнейшей частной нефтегазовой компанией в мире по размеру доказанных запасов углеводородов.

Доля компании в общемировых запасах нефти составляет около 1,3 %, в общемировой добыче нефти – около 2,3 %. Компания играет ключевую роль в энергетическом секторе России, на ее долю приходится почти 19% общероссийской добычи и переработки нефти.

3) ОАО "Сургутнефтегаз" – одна из крупнейших российских нефтяных компаний. Сфера деятельности компании охватывает разведку, обустройство и разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу и реализацию нефти и газа, производство и сбыт нефтепродуктов и продуктов нефтехимии. "Сургутнефтегаз" отличает стабильная динамика роста, основанная на высоких темпах роста производства и постоянном наращивании сырьевого потенциала. Гибкая долгосрочная стратегия развития компании основана на многолетнем опыте и использовании новейших технологий. Территория по среднему течению реки Оби, в районе города Сургута, в середине шестидесятых годов стала одним из первых районов добычи нефти и газа в Западной Сибири. В 1993 году на базе имущественного комплекса производственного объединения "Сургутнефтегаз" было основано одноименное акционерное общество. В настоящее время более чем 50 подразделений ОАО "Сургутнефтегаз" выполняют полный комплекс работ по разведке, обустройству и разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений, добыче и реализации нефти и газа. Согласно независимой оценке, проведенной по международным стандартам, извлекаемые запасы нефти и газа ОАО "Сургутнефтегаз" составляют около 2,5 миллиардов тонн нефтяного эквивалента.

Пополнение сырьевой базы происходит за счет приобретения новых перспективных участков и проведения геологоразведочных работ на месторождениях.

4) "Газпром нефть" – одна из крупнейших нефтегазовых компаний России. Основные направления деятельности "Газпром нефти" – это добыча нефти и газа, нефтегазовый промысловый сервис, нефтепереработка и маркетинг нефтепродуктов. Доказанные запасы нефти компании превышают 4 миллиарда баррелей, что ставит ее в один ряд с двадцатью крупнейшими нефтяными компаниями мира. "Газпром нефть" осуществляет свою деятельность в крупнейших нефтегазоносных регионах России: ХМАО, ЯНАО, Томской и Омской областях, а также в Чукотском АО.

Основные перерабатывающие мощности компании находятся в Омской, Московской и Ярославской областях. Сеть сбытовых предприятий "Газпром нефти" охватывает всю страну.

5) Сегодня "Славнефть" входит в десятку крупнейших нефтяных компаний России. Вертикально-интегрированная структура холдинга позволяет обеспечить полный производственный цикл: от разведки месторождений и добычи углеводородных запасов до их переработки. "Славнефть" владеет лицензиями на геологическое изучение недр, разведку и добычу нефти и газа на 39 лицензионных участках на территории Западной Сибири и Красноярского края. Основным добывающим подразделением Компании является ОАО "Славнефть – Мегионнефтегаз". Работая на Мегионском, Аганском и ряде других месторождений, общество добывает ежемесячно более 1,65 млн. тонн углеводородного сырья. Ежегодная добыча всех предприятий превышает 20 млн. тонн нефти.

6) Компания "Татнефть" – одна из крупнейших в нефтегазовом комплексе России. Основная деятельность компании "Татнефть" осуществляется на территории Российской Федерации. Компания является холдинговой структурой, в состав которой входят нефтегазодобывающие управления, нефтегазоперерабатывающие, нефтехимические предприятия, а также предприятия и сервисные производства, реализующие нефть, продукты нефтегазо – переработки и нефтехимии. Компании в настоящее время предоставлены лицензии на разработку 77 месторождений, основное из которых – Ромашкинское – является одним из крупнейших в мире.

7) "Роснефть" – лидер российской нефтяной отрасли и одна из крупнейших публичных нефтегазовых компаний мира. Основными видами деятельности "Роснефть" являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и продукции нефтехимии, а также сбыт произведенной продукции. Компания включена в перечень стратегических предприятий и организаций России. Основным акционером Компании является государство, которому принадлежит чуть более 75 % ее акций. В свободном обращении находится около 15 % акций Компании. География деятельности «Роснефть» в секторе разведки и добычи охватывает все основные нефтегазоносные провинции России: Западную Сибирь, Южную и Центральную Россию, Тимано–Печору, Восточную Сибирь и Дальний Восток.

Семь крупных НПЗ "Роснефть" распределены по территории России от побережья Черного Моря до Дальнего Востока, а сбытовая сеть Компании охватывает 36 регионов страны.

8) "РуссНефть" входит в десятку крупнейших нефтяных компаний страны. В ее структуру входят 21 добывающее предприятие, 2 нефтеперерабатывающих завода и собственная сбытовая сеть АЗС, расположенные в 14 регионах России и СНГ. География деятельности "РуссНефти" охватывает ХМАО, ЯНАО, Томскую, Ульяновскую, Пензенскую, Волгоградскую, Брянскую, Саратовскую, Кировскую, Оренбургскую области, Краснодарский край, Республику Удмуртия и Республику Беларусь.

9) В ОАО "Башнефть" добыча нефти более 12 млн. тонн в год; разведка и разработка более 170 месторождений на территории России; существенные запасы нефти (310 млн. тонн на начало 2008 г.); более 50 различных современных технологий, испытанных и внедренных на месторождениях компании; комплекс из четырех наиболее современных в России и высокотехнологичных перерабатывающих предприятий; переработка около 20 млн. тонн нефти в год; реализация от 900 тыс. до 1 млн. тонн нефтепродуктов на внутреннем рынке в месяц; реализация от 400 до 600 тыс. тонн нефтепродуктов в месяц на экспорт; розничная сеть из более чем 300 АЗС; около 1,2 млрд. руб., направленных на реализацию социальных программ.

10) ТНК – ВР является одной из ведущих нефтяных компаний России и входит в десятку крупнейших частных нефтяных компаний в мире по объемам добычи нефти. Акционерам ТНК – ВР также принадлежит около 50% акций компании "Славнефть". ТНК – ВР – вертикально интегрированная нефтяная компания, в портфеле которой ряд добывающих, перерабатывающих и сбытовых предприятий в России и Украине. Добывающие активы компании расположены, в основном, в Западной Сибири (ХМ и ЯН АО, Тюменская область), Восточной Сибири (Иркутская область) и Волго–Уральском регионе (Оренбургская область).

Состояние и перспективы развития газового комплекса

В 2003 г. доля газа в потреблении первичных топливно– энергетических ресурсов увеличилась с 52 % до 52,5 % против намеченного Энергетической стратегией России на период до 2020 г. снижения до 50,2 %. Российский рынок газа, в отличие от других видов топливных ресурсов и промышленной продукции, которые реализуются с использованием рыночных механизмов, характеризуется жестким регулированием, прежде всего, в сфере ценообразования.

Процесс увеличения доли газа в структуре потребления топливно– энергетических ресурсов обусловлен низкими ценами на газ, позволяющими потребителям практически без ограничений использовать наиболее технологичное и экологически чистое топливо, не заботясь при этом об энерго и газосбережении, не уделяя внимания техническому и технологическому совершенствованию производства.

Текущее состояние сырьевой базы природного газа России характеризуется высокой выработанностью базовых месторождений Западной Сибири. К 2020 г. доля действующих в настоящий момент месторождений в суммарной добыче газа составит менее 30 %. Новые месторождения расположены в удаленных труднодоступных регионах со сложными природно–климатическими условиями. Себестоимость добычи газа на этих месторождениях будет значительно выше, чем на действующих.

Отдельные участки газотранспортной системы (ГТС) имеют дефицит мощностей, появление которого обусловлено высокой степенью износа основных фондов (более 50%) и отсутствием необходимых финансовых ресурсов на своевременное расширение, реконструкцию и модернизацию мощностей, а также выдачей недропользователям лицензий на разработку месторождений без увязки сроков их ввода с перспективами развития единой системы газоснабжения (ЕСГ).

Главной ресурсной базой газовой промышленности и центром добычи газа на обозримую перспективу остается Западная Сибирь. Ее удельный вес в суммарной добыче газа по России в настоящее время составляет порядка 92%. Вместе с тем, крупнейшие месторождения этого региона – Медвежье, Уренгойское и Ямбургское – перешли в зрелую стадию разработки, и добыча газа по этим месторождениям ежегодно снижается на 20 – 25 млрд. куб. м в год. Тактическим решением задачи компенсации падения уровней добычи газа на базовых месторождениях на ближайшие 7 – 8 лет является ввод в разработку сравнительно небольших месторождений–сателлитов, расположенных вблизи инфраструктуры, созданной для месторождений – гигантов.

Стратегическое решение проблемы долговременного поддержания необходимых уровней добычи заключается в освоении новых регионов газодобычи – полуострова Ямал, месторождений Обской и Тазовской губ, шельфа северных морей (в первую очередь, Штокмановского месторождения). Имеющиеся запасы углеводородного сырья Восточной Сибири и Дальнего Востока позволяют говорить о возможном создании на востоке страны нового крупного центра нефтегазодобычи.

При благоприятных условиях добыча природного газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке может достичь 50 млрд. куб. м к 2010 г., а к 2020 г. – удвоиться. Для комплексного решения задач развития газовой промышленности этого региона Правительством РФ было принято решение о разработке программы 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.

Реализация программы позволит достичь наибольшего мультипликативного экономического эффекта, так как предполагает создание условий комплексного освоения базовых месторождений региона, способствует развитию в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке новых производств и отраслей промышленности, ориентированных на выпуск продукции с высокой добавленной стоимостью, обеспечивает газификацию регионов без ущерба для угольной промышленности.

Использование природного газа и содержащихся в нем ценных компонентов, таких, как гелий, этан, тяжелые углеводороды, создает возможность развития высоких технологий, организации производства полимеров и удобрений. Весьма перспективным направлением использования природного газа является производство диметилэфира– нового экологически чистого топлива.

Выполнение поставленных Энергетической стратегией задач во многом зависит от степени государственной поддержки развития газовой отрасли и принятия решений об этапах формирования рынка газа. Ход реализации в 2003 г. Энергостратегии показал необходимость ее корректировки. До сих пор не преодолена тенденция нарастающего доминирования природного газа на внутреннем энергетическом рынке. В 2003 г. наибольшими темпами росло потребление газа – на 3,6 %, потребление угля возросло на 2 %, топочного мазута – на 2,5 %, потребление электроэнергии – на 2,7 %.

Таким образом, не реализуется одно из ключевых направлений энергетической политики – диверсификация структуры потребления энергоносителей. Уже ясно, что фактическая динамика роста цен на газ отстает от динамики, предложенной в Энергетической стратегии. Поэтому на текущем этапе особое значение имеет утверждение программы повышения цен на газ, рассчитанной на достижение заложенных в Энергетической стратегии объемов инвестиций, а также оптимальных соотношений цен на альтернативные энергоносители.

Состояние и развитие угольного сектора

Российская Федерация занимает второе место по запасам и пятое место по объему добычи угля (более 320 млн. тонн в год). При существующем уровне добычи угля его запасов хватит более чем на 550 лет. Это стратегическое национальное достояние. В то же время к этому достоянию требуется рачительное отношение. Необходимо эффективно развивать сырьевую базу отрасли и рационально осуществлять недропользование.

Около 40 % числящихся на балансе резервных запасов для подземного способа разработки из–за неблагоприятных горно – геологических условий не могут в настоящее время рассматриваться в качестве активного резерва. Не обеспечивается воспроизводство промышленных запасов с благоприятными условиями отработки по наиболее дефицитным маркам углей. Промышленные запасы наиболее ценных коксовых марок в Кузбассе и в Ростовской области в немалой степени (24 %) представлены угольными пластами со сложным залеганием (геологические нарушения, крутое падение).

Необходимо провести анализ нераспределенного фонда запасов, содействовать завершению работы по утверждению методики расчета коэффициентов технологической ценности добываемых на территории Российской Федерации коксующихся углей и их концентратов.

На основе геоинформационных систем следует создать кадастр перспективных к освоению запасов углей в разрезе бассейнов, месторождений и участков, а также совершенствовать технические средства и компьютерные программы комплексного мониторинга и моделирования с использованием данных разведочных скважин, геофизических съемок и натурных измерений в горных выработках.

Основными угледобывающими бассейнами России являются Кузнецкий, Канско–Ачинский, Печорский, Донецкий, а также бассейны и месторождения Восточной Сибири и Дальнего Востока.

В 2009 г. подземным способом добыто 104,2 млн. тонн (35 %), открытым способом – 194,3,7 млн. тонн (65 %). Добыча углей для коксования составила 59 млн. тонн, или около 20 % от общего объема добычи. Более 60 % российской добычи угля сосредоточено в Кузбассе. Численность работников угольной промышленности в 2009 г. составила более 202,1 тыс. человек, причем в отдельных регионах это основа занятости. В 2009 г. экономические условия функционирования угольной промышленности складывались неблагоприятно.

В связи с общим спадом производства в первой половине 2009 г. значительно уменьшился спрос на энергетические угли, стагнировал землепользования, подготовки соответствующих поправок в Земельный кодекс Российской Федерации.

Перспективы угольной отрасли зависят, прежде всего, от решения проблем развития внутреннего и внешнего рынка угля (рис. 1).

Динамика экспорта и внутреннего потребления российского угля за 1997–2009гг., млн. т

Рисунок 1 – Динамика экспорта и внутреннего потребления российского угля за 1997–2009гг., млн. тонн

И если производство и потребление коксующихся углей в стране практически стабильно (60 млн. тонн в год – производство, в том числе около 20 % – экспорт), то с энергетическими углями ситуация непростая.

Реально, несмотря на декларируемые цели по увеличению доли угля в топливном балансе страны, этого не происходит. Приоритетное развитие атомной энергии и гидрогенерации, сдерживание роста цен на газ делает для инвесторов угольную генерацию пока менее привлекательной.

Доля тепловых электростанций, работающих на угле, за последние годы сократилась на 10 %. То же самое происходит в ЖКХ (газификация ЖКХ планомерно сокращает потребление угля).

Расширение внутреннего рынка угля необходимо осуществлять с помощью государственной поддержки и стимулирования модернизации и строительства новых ТЭС на основе внедрения современных технологий, а также повышения эффективности объектов теплогенерации в рамках реформы ЖКХ с развитием локальной энергетики, которая востребована в условиях России.

В настоящее время в Российской Федерации работает 78,6 тыс. коммунальных котельных, значительная часть которых использует в качестве топлива уголь. При этом большинство угольных котельных морально устарели, и их КПД не отвечает современным требованиям. Необходимо в срочном порядке, с целью модернизации коммунальной энергетики и создания новой линейки оборудования, как платформы последующей модернизации электро – и теплосистем локальной энергетики, подготовить предложения по реализации в регионах на принципах государственно– частного партнерства пилотных проектов комплексной модернизации объектов теплового хозяйства ЖКХ на основе угольных мини–ТЭЦ и котельных нового поколения, отвечающих современным требованиям по экономичности, экологическим нормативам, автоматизации. В дальнейшем наиболее удачные решения необходимо тиражировать.

В ближайшей перспективе возможно увеличение потребления угля в производстве цемента. Недавно были обнародованы планы ввода в ближайшие годы 20–25 млн. тонн новых мощностей цементных заводов. Если представить, что эти заводы будут использовать не газ, а уголь, а также прогнозировать перевод части существующих заводов на сухое производство, то речь идет про дополнительные 15–20 млн. тонн угля.

Дальнейшее развитие отрасли связано с освоением новых месторождений каменного угля. Это в первую очередь Эльгинское месторождение коксующегося угля в Республике Саха (Якутия), Элегестское и Межэгейское месторождения коксующегося угля в Республике Тыва, Ерунаковское и Менчерепское месторождения в Кузбассе.

Освоение и развитие новых месторождений угля возможно осуществлять только на условиях государственно – частного партнерства. Такие примеры уже есть – именно так ОАО "Мечел" осваивает Эльгинское месторождение.

Отрасли необходима коренная модернизация. Сегодня востребованы инвестиции на весь жизненный цикл предприятия. Это и инфраструктура, необходимая для деятельности предприятия, в том числе транспортная, это и горнокапитальные работы, это и новое оборудование, в том числе по дегазации. Для обеспечения промышленной безопасности необходимы инвестиции.

Особенность этих инвестиций – срок окупаемости больше 10 лет. Начиная с 2005 г. в угольной промышленности действует механизм возмещения части затрат на уплату процентов по кредитам, полученным организациями угольной промышленности на реализацию инвестиционных проектов. Указанный механизм позволил в течение 2005 – 2007 гг. привлечь кредиты банков на реализацию инвестиционных проектов угольных компаний в объеме более 26 млрд. руб., это свидетельствует о его эффективности и необходимости продолжения этой практики.

В целях стимулирования и обеспечения государственной поддержки инвестиционной деятельности угольных компаний, необходимо, начиная с 2011 г., предусмотреть механизм возмещения из средств федерального бюджета части затрат на уплату процентов по кредитам, полученным на срок до пяти лет на реализацию инвестиционных проектов, связанным с техническим перевооружением, реконструкцией, поддержанием мощностей действующих угледобывающих организаций, приобретением оборудования и приборов, обеспечивающих безопасное ведение горных работ, систем контроля и аварийного оповещения. На эти цели необходимо предусмотреть в федеральном бюджете ежегодные расходы по 1 200 млн. руб. в год. Это позволит привлечь кредиты банков в объеме более 20 млрд. руб.

Кроме того, для стимулирования инвестиционной деятельности угольных компаний необходимо не только ускорить принятие закона о дифференцированном налоге на добычу полезных ископаемых (НДПИ), но и принять решение об освобождении от этого налога на определенный период времени при разработке новых месторождений и необходимости строительства новой инфраструктуры, а также на конечном этапе разработки месторождений.