Проект разработчиков Энергетическая стратегия России на период до 2035 года

Приложение Л

на период до 2035 года

Перспективы и ожидаемые результаты развития сектора преобразования энергии - электроэнергетики и централизованного теплоснабжения.

1. 
   надёжное удовлетворение экономически оправданного роста потребностей страны в электрической и тепловой энергии (мощности) при доступности цен и энергетической инфраструктуры;
   
2. 
   глубокая модернизация и развитие производственной базы сектора со снижением износа основных фондов и повышением энергетической и экономической эффективности производства, транспорта и распределения энергии;
   
3. 
   эффективное сочетание централизации энергоснабжения с развитием распределённой генерации и интеллектуализацией энергетических систем;
   
4. 
   совершенствование рыночных отношений и государственного регулирования для усиления конкурентных возможностей потребителей и повышения эффективности инвестиций с целью сдерживания роста цен на электроэнергию и тепло.
   

• 
  большой износ основных фондов при недостатке стимулов для вывода их из эксплуатации;
  
• 
  несовершенство действующей модели ценообразования на рынке тепла и электроэнергии, а также недостаток конкуренции на оптовом и розничном рынках энергии и мощности;
  
• 
  чрезмерное использование импортного оборудования;
  
• 
  непоследовательная ценовая политика;
  
• 
  недостаточный уровень доступности энергетической инфраструктуры, наличие технологических барьеров на оптовом рынке электрической энергии и мощности.
  

1. 
   Вывод из эксплуатации физически и морально устаревшего энергетического оборудования с введением вдвое большего объема новых мощностей, преимущественно на базе использования отечественных технологий и оборудования.
   
2. 
   Коренная модернизация и развитие Единой электроэнергетической системы с последовательным присоединением к ней объединённой энергосистемы Востока и изолированных энергосистем (с учетом возможных технико-экономических последствий) при обеспечении эффективной надёжности электроснабжения в сочетании с развитием распределённой генерации и интеллектуализацией систем.
   
3. 
   Глубокая модернизация городских и промышленных систем централизованного энергоснабжения и формирование в них конкурентной среды, в том числе за счет развития распределённой генерации.
   
4. 
   Оптимизация структуры и загрузки электро- и теплогенерирующих мощностей по типам генерации (с учётом маневренности оборудования) и видам используемых энергоресурсов как основа совершенствования структуры ТЭБ страны и регионов.
   
5. 
   Интеграция электроэнергетики в Едином экономическом пространстве и увеличение экспорта электрической энергии и мощности (до 32-74 млрд кВт-ч), особенно на востоке страны.
   
6. 
   Развитие конкуренции и методов государственного (в том числе антимонопольного) регулирования в электроэнергетике и централизованном теплоснабжении для сдерживания роста цен электроэнергии и тепла вблизи уровня инфляции.
   
7. 
   Преобладающее обеспечение сектора отечественным оборудованием и полное – квалифицированными кадрами.
   

Относительно первого альтернативного варианта решений (переход к долгосрочному ценообразованию на электроэнергию и тепло или сохранение существующей модели ценообразования), в целях обеспечения баланса интересов потребителей и производителей энергии на первом этапе Стратегии предусматривается совершенствование существующей модели ценообразования, на втором этапе – переход к долгосрочному ценообразованию на электроэнергию и тепло.

По второму альтернативному варианту решений (отказ от перекрестного субсидирования или его сохранение), на втором этапе Стратегии предполагается в основном ликвидировать перекрестное субсидирование в электроэнергетике и теплоснабжении между регионами и отдельными группами потребителей.

По третьему альтернативному варианту решений (развитие распределенной генерации или сохранение централизованной генерации), Стратегия предусматривает активное развитие распределенной генерации, особенно на втором этапе Стратегии, что будет способствовать повышению энергетической безопасности и инновационному развитию энергетики.

В соответствии с принятыми решениями, сформированы сценарии развития сектора преобразования энергии – электроэнергетики и централизованного теплоснабжения – на период до 2035 года и комплекс необходимых для их реализации мероприятий государственной энергетической политики.

Электроэнергетика.

Целевой сценарий развития электроэнергетики России предусматривает к 2035 году рост производства электроэнергии на 43 % (с 1062 до 1514 млрд кВт-ч) и установленной мощности электростанций – на 25 % (с 250 до 312 млн кВт).

Консервативный сценарий развития электроэнергетики характеризуется отставанием в динамике основных производственных показателей от целевого сценария и предусматривает рост производства электроэнергии к 2035 году на 27 % (с 1062 до 1352 млрд кВт·ч) и установленной мощности электростанций на 13 % (с 250 до 282 млн кВт).

При сохранении доминирующей роли тепловых электростанций, их доля в производстве электроэнергии уменьшится с 66,3 до 64 % в консервативном и 61 % в целевом сценариях. В сочетании с уменьшением удельных расходов первичной энергии соответственно на 10–13 %, это приведет к росту потребления органического топлива к 2035 году на 11-16% (с 298 до 331–346 млн т у. т.) при сокращении доли газа в расходе первичной энергии электростанциями с 52% до 48% в консервативном сценарии и до 46% - в целевом.

Опережающее развитие получат неуглеродные электростанции с ростом их мощности на 29-49% и выработки электроэнергии – в 1,4–1,6 раза. При этом к 2035 году выработка электроэнергии на АЭС увеличится в 1,4-1,8 раза, на ГЭС – в 1,2-1,3 раза, на электростанциях, функционирующих на основе НВИЭ, – в 9–14 раз.

Региональная структура генерирующих мощностей на период до 2035 года будет формироваться следующим образом:

1. 
   атомные электростанции с увеличением их доли в базовой части графика электрических нагрузок, в том числе при синхронизации вводов новых блоков атомных электростанций с гидроаккумулирующими электростанциями и газотурбинными установками;
   
2. 
   тепловые конденсационные электростанции с глубоко модернизированными паросиловыми блоками, а также растущей долей парогазовых блоков, последовательно замещающих выводимое из работы старое оборудование;
   
3. 
   парогазовые, газотурбинные и модернизированные паротурбинные теплоэлектроцентрали разной мощности;
   
4. 
   гидроаккумулирующие электростанции и газотурбинные установки для покрытия пиковой части графика нагрузок.
   

1. 
   гидроэлектростанции для покрытия всех зон графика электрических нагрузок, с доминированием их мощностей в полупиковой и пиковой части графика нагрузок;
   
2. 
   тепловые электростанции, работающие в основном на угольном топливе Кузнецкого и Канско-Ачинского бассейнов, а также Иркутского бассейна, забайкальских и дальневосточных месторождений;
   
3. 
   тепловые электростанции, работающие на газе в районе крупных месторождений природного газа (Ханты-Мансийский автономный округ – Югра и Ямало-Ненецкий автономный округ), в том числе с использованием остающихся запасов низконапорного газа в отработанных месторождениях, а также теплоэлектроцентрали, расположенные в крупных газифицируемых городах Восточной Сибири и Дальнего Востока;
   
4. 
   атомные источники большой, средней и малой мощности в районах их потенциальной конкурентоспособности;
   
5. 
   малая энергетика на возобновляемых источниках энергии, в том числе замещающая локальную дизельную генерацию.
   

К 2035 году в результате развития генерирующих мощностей в теплоэнергетике будет проведено широкомасштабное обновление существующего парка физически изношенного и морального устаревшего оборудования с выводом из эксплуатации существенного объема мощностей действующих тепловых электростанций; для большинства остающихся в эксплуатации паросиловых блоков на газе и угле будет последовательно проводиться масштабная и глубокая модернизация основного и вспомогательного оборудования, обеспечивающая комплексное улучшение показателей экономичности, экологичности, надежности и маневренности.

Для обеспечения прироста потребности в электроэнергии и тепле и обновления выводимого генерирующего оборудования будут введены значительные объемы энергомощностей с использованием оборудования, поставляемого российскими предприятиями на базе собственных разработок или технологического трансферта с высокой степенью локализации.

Для генерирующих мощностей, работающих на газе, продолжится массовое внедрение передовых технологий на базе ГТУ в виде парогазовых установок с коэффициентом полезного действия 53–55 % , газотурбинных установок, в том числе с сочетанием последних с котлами-утилизаторами. Средневзвешенный коэффициент полезного действия производства электроэнергии на тепловых электростанциях, работающих на газе, вырастет с 38 до 45 % и более.

В теплоэнергетике будет реализовываться стратегическое направление развития угольных тепловых электростанций в зоне их экономической эффективности, главным образом в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. В результате доля угля в потреблении топлива тепловыми электростанциями в 2035 году сохранится на уровне не ниже
29–31 %. Генерирующие мощности, работающие на угле, будут представлять собой установки, в том числе работающие на сверхкритических параметрах пара (где это будет экономически целесообразным – и на суперсверхкритических параметрах), а также установки, оборудованные котлами с циркулирующим кипящем слоем и котлами с низкотемпературным вихрем. Будут осваиваться установки с газификацией угля и энерготехнологические установки. Средневзвешенный коэффициент полезного действия производства электроэнергии на тепловых электростанциях, работающих на угле, увеличится до 37% и более.

Системы централизованного энергоснабжения предпочтительно будут ориентированы на комбинированное производство электрической и тепловой энергии на теплоэлектроцентралях теплофикационного и когенерационного типа. Динамика роста мощности ТЭЦ будет опережать динамику спроса на централизованное тепло за счет вытеснения котельных комбинированной схемой энергоснабжения. При этом будет увеличиваться область эффективного применения установок распределенной генерации электроэнергии, в первую очередь на базе технологий когенерационного типа, включая преобразование газовых котельных в газотурбинные электростанции, которые будут замещать существующие котельные мощностью от 10 кВт до 50 МВт. Они будут выполнять роль как локальных источников энергоснабжения, так и источников для покрытия переменной части графика нагрузки в централизованно-распределенных системах, увеличивая коэффициент использования установленной мощности наиболее мощных энергоустановок.

Перспективы развития атомной энергетики базируются на следующих положениях:

• 
  в европейской части России в условиях дорожающего органического топлива атомные электростанции повышенной безопасности позволяют замыкать энергетический баланс, экономя органическое топливо;
  
• 
  развитие атомной энергетики обеспечивает разработку все более совершенных ядерных технологий, в том числе за счет развития технологии замкнутого ядерного топливного цикла, позволяющих решать экономические, энергетические и экологические проблемы человечества в будущем при технологическом укреплении режима нераспространения ядерного оружия.
  

Главным направлением развития гидроэнергетики на весь период действия Стратегии является дальнейшее освоение богатых гидроресурсов России в увязке со спросом на электроэнергию и режимами ее потребления. Прогнозная оценка объемов производства электроэнергии на гидроэлектростанциях исходит из следующих предпосылок:

• 
  прирост производства электроэнергии на гидроэлектростанциях в европейской части России будет небольшим, в основном за счет ввода в действие гидроэлектростанций на Северном Кавказе и реализации программы строительства гидроаккумулирующих электростанций, необходимых для режимного (суточного) регулирования мощностей энергосистем. Предусматривается увеличение мощности и выработки электроэнергии на действующих гидроэлектростанциях, в основном на Чебоксарском и Нижнекамском гидроузлах, за счет повышения уровней водохранилищ до проектных отметок;
  
• 
  прирост производства электроэнергии на гидроэлектростанциях в Сибири и на Дальнем Востоке будет определяться их технико-экономическими показателями и конкурентоспособностью по отношению к тепловым электростанциям, работающим на угле, с учетом их экологического воздействия на окружающую среду и возможностей покрытия графиков нагрузки. Важны будут также мультипликативные эффекты развития этих регионов, от ввода новых гидрогенерирующих мощностей и создания на их основе кластеров энергоемких промышленных производств – потребителей энергии гидроэлектростанций.
  

Получит развитие, особенно в районах невысокой плотности нагрузки, малая энергетика и децентрализованное электроснабжение с активным использованием всех видов местных и вторичных энергоресурсов.

Единая энергетическая система России будет развиваться как путем присоединения к ней ныне изолированных энергосистем и энергорайонов, так и путем развития межсистемных и внутрисистемных электрических сетей всех классов напряжений, в том числе для экспорта электроэнергии. Основные направления развития электрических сетей предусматривают развитие трех составляющих Единой энергетической системы России:

1. 
   общегосударственной сети, связывающей западные и восточные регионы страны мощными линиями электропередачи, позволяющими реализовать преимущества совместной работы энергосистем на территории Российской Федерации, обеспечивать баланс мощности и электроэнергии на национальном уровне, надежность системы электроснабжения страны и доступность к ней потребителей электроэнергии;
   
2. 
   основных сетей объединенных энергосистем (ОЭС);
   
3. 
   региональных распределительных сетей и сетей с распределенной генерацией.
   

Развитие основной электрической сети должно быть направлено на:

• 
  обеспечение выполнения системообразующих функций, реализацию межсистемных эффектов и системной надежности;
  
• 
  энергетическую поддержку крупных инфраструктурных проектов развития газоснабжения, нефтеснабжения, железнодорожной и автомобильной сетей;
  
• 
  обеспечение электроэнергетической инфраструктурой территорий, перспективных для освоения и развития промышленности и сельскохозяйственного производства;
  
• 
  обеспечение надежной выдачи мощности крупных электростанций;
  
• 
  обеспечение надежности питания мегаполисов, крупных городов и узлов нагрузки;
  
• 
  повышение адаптивности сети к факторам неопределенности развития генерирующих мощностей и нагрузок.
  

Усиление основной электрической сети переменного тока в Единой энергосистеме России будет выполняться на напряжениях 220 (330)–500 (750) кВ.

Развитие сетей напряжением 750 кВ должно продолжаться в европейской части Единой энергосистемы России в целях усиления межсистемных связей между ОЭС Северо-Запада и Центра, повышения надежности выдачи мощности АЭС, находящихся в этой зоне, а также для возможного усиления связей с Беларусью и Украиной.

Линии электропередачи напряжением 500 кВ должны быть использованы для усиления основной сети в ОЭС Центра, Юга, Средней Волги, Урала, Сибири и Востока, а также для развития межсистемных связей между этими ОЭС.

Сеть напряжением 330 кВ продолжит выполнять системообразующие функции и обеспечивать выдачу мощности  крупных электростанций в западной части ОЭС Центра, в ОЭС Северо-Запада и Юга, в Калининградской энергосистеме и обеспечивать выдачу мощности крупных электростанций. По мере развития сети 750 кВ сеть 330 кВ будет все больше играть роль распределительной сети.

Основные тенденции  развития сетей напряжением 220 кВ состоят в усилении распределительных функций и обеспечении выдачи мощности электростанций. В изолированных энергосистемах Дальнего Востока, а также в энергосистемах Архангельской области и Республики Коми сети 220 кВ продолжат выполнять системообразующие функции. Сети этого класса напряжения будут использоваться для объединения автономно работающих энергорайонов Республики Саха (Якутия) и присоединения формирующейся энергосистемы Якутии к ОЭС Сибири.

Развитие распределительных сетей будет направлено на обеспечение требуемых уровней надежности и качества электроснабжения потребителей, выдачи мощности электростанций, интеграции источников распределенной генерации и надежного питания узлов нагрузки.

Для повышения управляемости и обеспечения гарантированной надежности функционирования электроэнергетических систем будут широко внедряться гибкие (управляемые) системы передачи электроэнергии, а также совершенствоваться комплексы релейной защиты и противоаварийной автоматики и диспетчерского управления.

Будут созданы межсистемные линии электропередачи переменного и постоянного тока для передачи электрической энергии и мощности из энергоизбыточных в энергодефицитные регионы в объемах, не превышающих требований надежности работы ЕЭС. В перспективе целесообразно рассмотреть проблему объединения ОЭС Дальнего Востока, Сибири и Урала с помощью межсистемных связей (линий электропередачи сверхвысокого напряжения) для интеграции ЕЭС с целью рационального использования всех природных энергетических ресурсов и инфраструктурного обеспечения развития восточных районов страны.

В сфере развития электросетевого комплекса предполагается обеспечить:

• 
  оптимизацию конфигурации и повышение пропускной способности и адаптивности системообразующих и распределительных электрических сетей и их интеллектуализацию, позволяющих осуществлять эффективное функционирование Единой энергетической системы России и систем распределенной генерации электроэнергии с высокими показателями надежности их работы;
  
• 
  снижение износа электрических сетей до среднего уровня развитых стран мира, в том числе за счет качественного обновления оборудования электрических подстанций;
  
• 
  снижение потерь в электрических сетях и повышение эффективности передачи и распределения электроэнергии, в том числе за счет широкого внедрения проводов с сердечником из композиционных материалов, позволяющих увеличить токонесущую способность и увеличить продолжительность срока их службы, а также создания систем автоматизированного учета и регулирования в электрических сетях.
  

При этом предусматривается, что доля стоимости производства электроэнергии в ее среднеотпускной цене для конечных потребителей будет уже на начальных этапах реализации Стратегии доведена до диапазона значений, являющегося рациональным в соответствии с существующим международным опытом. Учитывая, что в последние годы в России произошел резкий рост цен на электроэнергию и сохранение этой тенденции сделает экономику страны неконкурентоспособной, уже в начале реализации Стратегии необходимо ограничить рост цен, разработать и осуществить мероприятия по обеспечению оптимального развития и функционирования электроэнергетических систем, снижению потерь и широкому внедрению эффективных технологий. Необходимо сдерживать тарифы на передачу электрической энергии.

Перспективная структура, а также объемы производства и потребления тепловой энергии на рассматриваемый период максимально ориентированы на полное обеспечение потребностей социальной сферы и экономики России. Они учитывают уже начавшуюся деурбанизацию городских поселений, включая вынос за пределы городской застройки промышленного производства и активное развитие индивидуального и малоэтажного строительства, доля которого ожидается на уровне 40–45 % всего вводимого в эксплуатацию жилого фонда. Малоэтажная застройка, будет способствовать широкому использованию распределенных источников теплоснабжения, высокоэффективных индивидуальных теплогенераторов, а многоэтажная застройка и промышленные предприятия – обеспечиваться преимущественно централизованными (частично децентрализованными) источниками, в том числе установками распределенной когенерации. Рост теплопотребления к 2035 году составит в консервативном сценарии всего 2 %, а в целевом – 6 %. Основной прирост производства тепла в системах централизованного теплоснабжения обеспечат тепловые электростанции, доля которых в централизованном теплоснабжении в 2015-2035 годах вырастет с 45,3 % до 49–50 % к 2035 году. Кроме того, увеличится использование теплоутилизационных установок и особенно возобновляемых источников тепла на базе геотермальной, солнечной энергии и биомассы. В результате доля котельных в производстве тепла в системах централизованного теплоснабжения уменьшится с 48 % до 42–43 % к 2035 году. Доля децентрализованного теплоснабжения, несмотря на абсолютный рост, сохранится примерно на существующем уровне.

Вклад атомных источников (АТЭЦ, АСТ) в централизованном отпуске тепла к 2035 году возрастет в 1,5–2 раза – с 4 млн Гкал до 7–9 млн Гкал. В теплоснабжении найдут применение также АЭС малой мощности в изолированных районах, в том числе за Полярным кругом.

Потребность в топливе на производство тепловой энергии увеличится за период незначительно, что связано с заметным повышением эффективности его использования. Основным топливом будет оставаться газ, его доля в расходе топлива котельными к 2035 году увеличится с 74-75 до 76-77%.

Предусматривается поэтапное уточнение направлений развития теплоснабжения России и ее регионов в увязке с целевыми социально-экономическими ориентирами.

Для решения задач сектора преобразования энергии будут использованы следующие меры:

1. 
   Изменение модели рынка тепла на основе принципа «альтернативной котельной», развитие конкуренции и долгосрочных отношений на оптовом и розничном рынках электроэнергии, в том числе:
   

• 
  модернизация конкурентных моделей оптового и розничного рынков в электроэнергетике с обеспечением равноправия поставщиков и потребителей в формировании рыночного равновесия и эффективных механизмов и ценовых сигналов для инвестиций;
  
• 
  совершенствование конкурентных механизмов долгосрочной оптимизации баланса мощности, отбора и оплаты проектов в генерации, сетях и у потребителей по методам гарантирования доходности инвестиций совместно с развитием практики двусторонних долгосрочных договоров и биржевых инструментов хеджирования рисков;
  
• 
  разработка нового механизма привлечения инвестиций в электроэнергетику с целью упорядочивания инвестиционного процесса в 2016-2020 годах и последующие годы (после реализации уже заключенных ДПМ в 2012-2015 годах);
  
• 
  усиление роли потребителей на рынках электрической энергии (мощности) и системных услуг путём дифференциации условий поставок электроэнергии с учетом эластичности спроса, требований по надежности и качеству энергоснабжения;
  
• 
  стимулирование потребителей к развитию локальных и интегрируемых в ЕЭС распределенных источников энергоснабжения как фактора повышения конкуренции на рынке электрической энергии и мощности, формирование с их участием локальных интеллектуальных энергосистем с автоматизированными торговыми площадками;
  
• 
  реализация моделей локальных рынков тепла, дающих потребителям реальную возможность выбора схем теплоснабжения и стимулы для развития эффективных технологий, особенно когенерации;
  
• 
  формирование на локальных рынках тепла единых теплоснабжающих организаций, объединяющих все тепловые сети и ответственных за надежное и экономически эффективное теплоснабжение потребителей.
  

2. 
   Принятие долгосрочных и неизменных тарифных решений в электро- и теплоэнергетике, направленных на обеспечение отрасли необходимыми финансовыми ресурсами с учетом ликвидации перекрестного субсидирования, в том числе:
   

• 
  обеспечение внедрения методик ФСТ России для расчета тарифов на услуги по передаче электроэнергии по распределительным сетям и публикации параметров, используемых при расчете котловых тарифов;
  
• 
  финансирование мер по ликвидации межтерриториального перекрестного субсидирования в электроэнергетике с привлечением средств федерального бюджета, в том числе в Чукотском автономном округе до вывода Билибинской АЭС из эксплуатации;
  
• 
  переход от полного регулирования тарифов на тепловую энергию к установлению предельного уровня цены на тепловую энергию с применением метода «альтернативной котельной» с использованием формулы, включающей технико-экономические параметры альтернативной котельной с учетом региональных особенностей;
  

3. 
   Принятие комплекса мер по обеспечению вывода из эксплуатации и модернизации физически и морально устаревшего оборудования, в том числе: ограничение использования устаревшего оборудования, не отвечающего современным технологическим и экологическим стандартам.
   
4. 
   Государственная поддержка освоения технологий «чистого угля»; освоение экологически чистых угольных конденсационных энергоблоков.
   
5. 
   Предотвращение загрязнения водных объектов и сохранение биологических ресурсов при эксплуатации ГЭС.
   

Будет проводиться в жизнь государственная программа строительства атомных электростанций и гидроэлектростанций, в том числе на условиях частно-государственного партнерства. В гидроэнергетике начнется освоение крупных высокоэффективных гидроагрегатов с переменной скоростью вращения; разработка и изготовление комплекса высокоэффективного оборудования для обратимых гидроагрегатов ГАЭС с переменной скоростью вращения, позволяющих повысить КПД и снизить удельную стоимость сооружения электростанций. На атомных электростанциях будут устанавливаться реакторы повышенного уровня безопасности.

В развитии электросетевого комплекса приоритетными направлениями будут:

• 
  внедрение системы сбора данных о надежности и качестве электроснабжения, разработка и внедрение оценки показателей надежности и качества электроснабжения на основе международных стандартов – SAIDI и SAIFI;
  
• 
  повышение уровня обслуживания потребителей, в том числе реализация комплекса мер по упрощению процедуры технологического присоединения к электрическим сетям и сокращению числа этапов присоединения до 5 к 2018 году;
  
• 
  разработка мер по повышению загруженности электросетевых мощностей; оптимизация конфигурации и повышение надежности системообразующих и распределительных электрических сетей; оптимизация проектных решений и снижение удельных инвестиций;
  
• 
  улучшение системы тарифного регулирования в электросетевом комплексе; существенное сокращение количества территориально-сетевых организаций; снижение объема перекрестного субсидирования; реконструкция электрических сетей на основе новых электросетевых технологий и современного оборудования;
  
• 
  разработка и внедрение системы управления производственными активами; разработка и внедрение бенчмаркинга деятельности электросетевых компаний;
  
• 
  реализация Программы развития систем коммерческого учета электроэнергии на основе интеллектуальных приборов учета по электросетевым организациям.
  

Будут созданы основы целостной системы оптимального развития и функционирования электроэнергетики и нормативно-правовая основа для стабильного привлечения частных инвестиций в развитие всех видов генерации. Будет разработан новый механизм привлечения инвестиций в электроэнергетику с целью упорядочивания инвестиционного процесса в 2016–2020 годах и последующие годы (после реализации уже заключенных ДПМ в 2011–2015 годах). Будут формироваться единые требования к прозрачности и структуре формирования инвестиционных программ компаний в электроэнергетике.

Будут созданы условия для заключения двусторонних договоров по свободным (нерегулируемым ценам) между новыми объектами генерации и потребления в неценовых зонах и изолированных территориях. Предусматривается совершенствование существующей модели ценообразования. Будет обеспечено применение на рынках электрической энергии (мощности) и тепловой энергии механизмов ценообразования, обеспечивающих участникам рынка потенциальный уровень доходности не ниже, чем в других секторах экономики с сопоставимым уровнем рисков. Продолжится экономическое стимулирования потребителей к обеспечению более равномерного по часам суток использования электрической энергии. Будут приниматься меры по усилению роли потребителей на рынках электрической энергии (мощности) и системных услуг, по стимулированию потребителей к развитию локальных и интегрируемых в ЕЭС распределенных источников энергоснабжения. Будет осуществляться финансирование мер по ликвидации межтерриториального перекрестного субсидирования в электроэнергетике с привлечением средств федерального бюджета, в том числе в Чукотском автономном округе до вывода Билибинской АЭС из эксплуатации.

В области централизованного теплоснабжения на данном этапе будет обеспечено повышение качества поставок тепла потребителям в результате оптимизации функционирования систем теплоснабжения (переключения тепловых нагрузок с неэффективных котельных на источники когенерации, повышения КИУМ источников, достижения оптимального соотношения централизованного и децентрализованного теплоснабжения, соотношения комбинированной и раздельной схем энергоснабжения, повышения надежности, безопасности, энергетической и экономической эффективности производства, транспортировки и потребления тепла), за счет модернизации основных производственных фондов – теплоисточников и тепловых сетей, а также обеспечения потребителей системами учета и регулирования. Теплоснабжение Республики Крым и Севастополя будет органично включено в состав теплового хозяйства России. В Крымском федеральном округе будет сформирована оптимальная структура производства тепловой энергии путем вовлечения в нее теплоисточников на базе местных и возобновляемых ресурсов и сокращения доли природного газа.

• 
  разработку и утверждение схем теплоснабжения, экстренную замену ветхих и предельно изношенных тепловых сетей, теплогенерирующего и вспомогательного оборудования, совершенствование законодательной и нормативной базы, включая нормы технического регулирования, организацию разработки серийного производства и внедрения новой техники в особенности для систем распределенной когенерации и теплопроводов заводской готовности;
  
• 
  формирование целевой модели рынка тепловой энергии с выводом на него теплоисточников, тепловых сетей на базе единых теплоснабжающих организаций и перехода к свободному ценообразованию на тепловую энергию не выше предельного уровня цены на тепловую энергию с применением метода «альтернативной котельной»;
  
• 
  активное вовлечение нетрадиционных и возобновляемых источников в сферу теплоснабжения;
  
• 
  создание условий для привлечения частных инвестиций в теплоснабжение;
  
• 
  формирование обязательных технических требований к производимому и применяемому в указанной сфере оборудованию, а также к повышению энергоэффективности зданий;
  
• 
  рациональное применение механизмов государственной поддержки, в том числе в рамках частно-государственного партнерства.
  

• 
  увеличение доли нетопливных источников энергии в структуре производства электроэнергии с 33,7 до 35,5% в обоих сценариях;
  
• 
  поддержание доли угля в структуре топливообеспечения на уровне 27 %;
  
• 
  увеличение вероятности бездефицитной работы энергосистем России с 0,9960 до 0,9991 и более;
  
• 
  поддержание коэффициента полезного действия угольных электростанций на уровне 34 %;
  
• 
  увеличение коэффициента полезного действия газовых электростанций с 38 до 41 % и более;
  
• 
  поддержание коэффициента полезного действия атомных электростанций на уровне 32 % и более;
  
• 
  снижение удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии от тепловых электростанций с 328 до 321-322 г у. т./кВт-ч и менее;
  
• 
  снижение потерь с 10,8 до 10 % и менее от отпуска электроэнергии в электрические сети.
  

• 
  снижение частоты отключений теплоснабжения (1/(км·год)) с 0,23 до 0,15–0,18;
  
• 
  увеличение обновления тепловых сетей с 2,8 до 20–25% и более от их протяженности;
  
• 
  увеличение доли систем, оснащенных приборами учета тепловой энергии, с 30 до 90 % и более;
  
• 
  увеличение коэффициента полезного использования топлива на теплоэлектроцентралях на 15 % и более от уровня 2014 года;
  
• 
  снижение среднего удельного расхода топлива в котельных на 2 % и более;
  
• 
  снижение уровня тепловых потерь с 16,2% до 16 % и менее от общего производства тепла.
  

В тепловой генерации продолжится промышленное освоение новых парогазовых установок с высокими значениями коэффициента полезного действия, получит развитие распределенная генерация в виде нетрадиционных энергоустановок, ГТУ разной мощности и сочетания ГТУ и котлов-утилизаторов. Начнется промышленное освоение угольных энергоблоков нового технологического поколения, в том числе экологически чистых угольных конденсационных энергоблоков. Получат развитие технологии газификации угля, технологии сжигания углей в кипящем слое, а также технологии энерготехнологического использования твердых топлив, что даст возможность получать кроме электроэнергии искусственное жидкое топливо, калорийный газ и твердый остаток в виде полукокса и золы.

Увеличатся масштабы развития технологий нетопливной энергетики, включая освоение головных образцов реакторов на быстрых нейтронах, освоение возобновляемых источников энергии, прежде всего, в зоне децентрализованного энергоснабжения и для удаленных потребителей энергосистем, получит развитие строительство крупных гидроэлектростанций на востоке страны. Будет осуществлен комплекс мер по предотвращению загрязнения водных объектов и сохранению биологических ресурсов при эксплуатации ГЭС.

Начнется освоение прогрессивных проводов с сердечником из композиционных материалов, высокотемпературных сверхпроводниковых (ВТСП) материалов и устройств на их основе: кабелей, трансформаторов, ограничителей токов короткого замыкания, синхронных компенсаторов, двигателей и генераторов, что даст возможность сделать электрическую сеть более гибкой, надежной и эффективной. Будут внедряться автоматизированные подстанции, микропроцессорные устройства защиты, многоуровневые автоматизированные системы учета электроэнергии. Технологические инновации в генерирующих и сетевых технологиях, системах управления и коммуникации сделают возможным переход от пилотных проектов локальных интеллектуальных энергосистем к их массовому тиражированию в российской электроэнергетике.

За счет инновационного обновления отрасли будут существенно улучшены показатели ее энергетической, экономической и экологической эффективности.

Продолжится модернизация конкурентных моделей оптового и розничного рынков в электроэнергетике, усиление роли потребителей на рынках электрической энергии (мощности) и системных услуг. Предусматривается активное развитие распределенной генерации. Будет ликвидировано перекрестное субсидирование между регионами и отдельными группами потребителей и осуществлен переход к долгосрочному ценообразованию на электроэнергию.

В области централизованного теплоснабжения на данном этапе будет продолжено выполнение мероприятий, начатых на первом этапе, осуществлена масштабная реконструкция и техническое переоснащение основных фондов, включая экономически оправданную замену тепловых сетей и сетевого оборудования централизованного теплоснабжения. К концу периода достигнутые показатели энергетической, экономической и экологической эффективности теплоснабжения будут обеспечивать высокий уровень теплового комфорта населения, учреждений сферы услуг и производственных помещений, соответствующий уровню стран с аналогичными природно-климатическими условиями (Канада, страны Скандинавии).

Значительно повысится технологический уровень систем децентрализованного (индивидуального) теплоснабжения, в том числе с использованием возобновляемых источников тепла. Будет проведена реконструкция котельных и малых паротурбинных ТЭЦ в малые газотурбинные ТЭЦ, а также в малые ПГУ-ТЭЦ, усовершенствованные паротурбинные ТЭЦ и малые ТЭЦ с газопоршневыми двигателями. Будет обеспечено повышение маневренности ТЭЦ на базе парогазовых установок с впрыском пара. Будет происходить формирование интегрированных энергокомплексов, включающих разные типы источников (в том числе, использующих ВИЭ), обеспечивающих тепло-, электро-, холодо- и топливоснабжение.

Начнется реконструкция и новое строительство зданий с применением теплоустойчивых конструкций, массовое внедрение тепловой автоматики. Дальнейшее развитие получат процессы повышения энергоэффективности теплоснабжения и внедрения инновационных высокоэффективных автоматизированных технологических схем его организации, преобладающего применения когенерации как в централизованных системах, так и в системах распределенной генерации энергии.

Будет реализована целевая модель рынка тепловой энергии и упорядочены взаимоотношения между его участниками. Будет осуществляться переход к индикативному планированию развития теплоснабжения с разработкой соответствующих государственных стандартов. Будет создана эффективная многоуровневая (теплоснабжающая организация – населенный пункт – регион – страна) система мониторинга в сфере теплоснабжения, включая статистическую отчетность, с обеспечением принципов прозрачности и доступности. Будет ликвидировано перекрестное субсидирование между регионами и отдельными группами потребителей и осуществлен переход к долгосрочному ценообразованию на тепло.

На данном этапе будет обеспечено:

В электроэнергетике:

• 
  увеличение доли нетопливных источников энергии в структуре производства электроэнергии с 35,5 до 36,2% в консервативном и 38,7 % - в целевом сценариях;
  
• 
  увеличение доли угля в структуре топливообеспечения с 27 до 29–31 %;
  
• 
  увеличение вероятности бездефицитной работы энергосистем России с 0,9991 до 0,9997 и более;
  
• 
  увеличение коэффициента полезного действия угольных электростанций с 34 до 37 % и более;
  
• 
  увеличение коэффициента полезного действия газовых электростанций с 41 до 45 % и более;
  
• 
  увеличение коэффициента полезного действия атомных электростанций с 32 до
  36 % и более;
  
• 
  снижение удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии от тепловых электростанций с 321 до 295 г у. т./кВт-ч и менее в консервативном сценарии и с 322 до 287 г у.т./кВт-ч и менее – в целевом сценарии;
  
• 
  снижение потерь в электрических сетях с 10 до 8 % и менее от отпуска электроэнергии в сеть.
  

• 
  снижение частоты отключений теплоснабжения (1/(км·год)) с 0,15-0,18 до 0,10 и менее;
  
• 
  увеличение обновления тепловых сетей с 20-25% до 90 % и более от общей протяженности сетей;
  
• 
  увеличение доли систем, оснащенных приборами учета тепловой энергии, с 90 до 100 %;
  
• 
  увеличение коэффициента полезного использования топлива на теплоэлектроцентралях на 50 % и более от уровня 2012 года;
  
• 
  снижение среднего удельного расхода топлива в котельных на 10 %;
  
• 
  снижение уровня тепловых потерь с 16 до 10 % и менее от общего производства тепла.
  

В таблице Л.1 представлены индикаторы стратегического развития электроэнергетики, в таблице Л.2 – параметры перспективного развития электроэнергетики в период до 2035 года, в таблице Л.3 - прогноз потребности в капитальных вложениях для развития электроэнергетики, в таблице Л.4 - индикаторы стратегического развития теплоснабжения, в таблице Л.5 - параметры перспективного развития централизованного теплоснабжения в период до 2035 года, в таблице Л.6 – прогноз потребности в капитальных вложениях для развития централизованного теплоснабжения.