Сектор преобразования энергии – электроэнергетика и централизованное теплоснабжение

5.6 Сектор преобразования энергии – электроэнергетика и централизованное теплоснабжение

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.

В секторе преобразования энергии предусматривается преодоление спада и увеличение производства электроэнергии на первом этапе Стратегии на 8 %, а к 2035 году – на 27–43% (с 1062 до 1352-1514 млрд кВт-ч) при росте установленной мощности электростанций на 13–25 % (с 250 до 282-312 млн кВт) .

При сохранении доминирующей роли тепловых электростанций, их доля в производстве электроэнергии уменьшится на 2-5 процентных пункта (с 66 до 61–64 %). В сочетании с уменьшением удельных расходов первичной энергии в 2015-2035 годах на 10–13 % это приведет к росту потребления органического топлива всего на 11-16 %. При этом ожидается небольшое сокращение доли газа в расходе первичной энергии электростанциями на 4-6 процентных пункта (с 52 до 46–48 %).

Опережающее развитие в 2015-2035 годах получат нетепловые электростанции с ростом их установленной мощности на 29–49 % и производства 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.

Централизованный отпуск тепла на первом этапе Стратегии снизится на 2%, но в целом за 2015-2035 годы он увеличится на 2-6% (с 1300 до 1325-1380 млн Гкал). При этом доля тепловых электростанций в отпуске тепла увеличится на 4-5 процентных пункта (с 45 до 49-50%), доля центральных котельных уменьшится на 5-6 процентных пункта (с 48 до 42-43%). Доля газа в расходе топлива котельными увеличится на 2 процентных пункта (с 74 до 76-77%). Централизованный отпуск тепла от атомных источников (АТЭЦ, АСТ) к 2035 году возрастет в 1,6–2 раза.

Для решения задач сектора 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.