Генеральная схема базируется на решении правительства от 30 ноября 2006 г., которое утвердило ее базовые параметры. В частности, уровень потребления электроэнергии к 2015 году должен вырасти до уровня 1426 млрд кВт/ч с возможностью увеличения электропотребления до 1600 млрд кВт/ч. Вместе с нашим министерством в работе над Генеральной схемой участвовали представители РАО «ЕЭС России», Росэнергоатома, Газпрома, РЖД, угольных компаний, была проведена большая научная работа с привлечением практически всех отраслевых институтов. При разработке Генсхемы учитывались оценки и предложения субъектов Федерации в части развития регионального спроса на электроэнергетические и тепловые ресурсы. Были оптимизированы режимы функционирования единой энергосистемы страны и топливная корзина электроэнергетики. Проработаны вопросы развития сетевой инфраструктуры. В результате проделанной работы был фактически сформирован перечень площадок размещения станций и сетевых объектов на основе существующих кадастров и имеющихся предложений. Для актуализации полученных результатов нами будет проводиться мониторинг и контроль реализации Генсхемы, корректировка которой будет проводиться раз в три года. Напомню, что последний кадастр размещения электростанций был составлен еще в 1981 году Институтом теплоэнергопроектов. На заседании 19 апреля 2007 г. правительство приняло за основу проект Генеральной схемы и поручило Минпромэнерго его доработать совместно с субъектами РФ. Мы проработали механизм реализации положений Генсхемы и провели согласование ее с планами социально-экономического развития регионов. В результате на сегодняшний день в Генеральной схеме учтены предложения регионов по объектам энергетической инфраструктуры федерального уровня. Под этим подразумеваются ГЭС мощностью свыше 300 МВт, ТЭС свыше 500 МВт и сети напряжением 330 кВ и выше. Основные мероприятия Генеральной схемы синхронизированы со стратегией развития смежных отраслей. Возможности обеспечения объектов генерации углем согласованы с угольными компаниями. В рамках разработки стратегии развития железнодорожного транспорта России до 2030 г. учтены потребности угольных компаний по объемам грузоперевозок и согласованы сроки электрификации отдельных направлений железнодорожного транспорта. В основном нами сняты разногласия с ОАО «Газпром» по вопросу топливообеспечения, выполнена корректировка программ развития гидроэнергетики, тепловой энергетики электрических сетей с учетом предложений регионов, топливных компаний, генерирующих компаний, ОАО «ФСК ЕЭС». Уточнены также и потребности в капвложениях на развитие генерации электрических сетей и определены источники их финансирования. Основные принципы
Для разработки Генсхемы в соответствии с решениями правительства в качестве базового варианта принят прогноз, в соответствии с которым средний прирост электропотребления составит 4,1% в год в базовом варианте и 5,2% – в максимальном. В 2020 г. уровень потребления прогнозируется около 1710 млрд кВт/ч. Распределение электропотребления по годам и территориям сформировано на основании изучения прироста электропотребления, а также анализа существующих заявок на подключение потребителей. Это распределение учитывало также необходимость надежного функционирования существующих генерирующих мощностей и электросетевых объектов и учитывало крупные инвестиционные проекты в регионах. Исходя из разработанного прогноза электропотребления был произведен расчет потребности в установленной мощности электростанций с учетом прогнозируемого вывода из эксплуатации генерирующих мощностей, отработавших свой ресурс. Так, в период до 2020 г. предусматривается снижение на 51,8 ГВт действующих генерирующих мощностей, которые свой ресурс отработали, в том числе 47,8 ГВт на ТЭС, 4 ГВт на АЭС. Все действующие ГЭС сохраняются в эксплуатации, так как подавляющая часть стоимости их – это гидротехнические сооружения (80%) и затраты на восстановление устаревшего оборудования достаточно невелики. При этом потребность в установленной мощности электростанций России должна составить 246 ГВт на уровне 2010 г., 298 ГВт в 2015 г. и 347 ГВт в 2020 году. С учетом остающейся в эксплуатации установленной мощности действующих электростанций получаем потребность во вводе генерирующих мощностей, включая вводы для замены на существующих электростанциях, для базового варианта в период 2006-2020 гг. 186 ГВт. При формировании предложений по вводам генерирующей мощности мы исходим из следующих основных принципов. Во-первых, это максимально возможное развитие доли атомной и гидрогенерации. Во-вторых, рост выработки электрической энергии на угольных станциях по отношению к газовым. В-третьих, строительство новой газовой генерации преимущественно комбинированной выработки для производства тепловой и электрической энергии в городах. В-четвертых, максимальное использование парогазовых установок для выработки электроэнергии на газе.

Атомная энергетика
Масштабы развития атомной энергетики до 2020 г. определялись исходя из прогнозируемой возможности отрасли по вводу новых мощностей, при создании типового энергоблока мощностью 1150 МВт, а также при создании типовых блоков малой мощности 300 МВт. Предусматривается нарастание темпов ввода блоков – с одного блока в год с 2009 г. до трех блоков с 2015 года. Дополнительно начиная с 2017 г. планируется ввод блоков малой мощности. Осуществлен выбор предпочтительных районов размещения атомных станций, исходя из необходимости нового строительства станций в Европейской части страны для приближения генерации к центрам нагрузки. Основываясь на балансовой необходимости увеличения мощности, минимизации затрат, сетевом строительстве для схем выдачи этой мощности, ввод новых мощностей планируется преимущественно на существующих площадках и в регионах, уже имеющих объекты атомной отрасли. Была проведена оценка сравнительной эффективности атомных станций и других типов генерации в каждой энергосистеме. В базовом варианте планируется ввести в эксплуатацию в общей сложности 32,3 ГВт установленной мощности на атомных станциях.

Гидроэнергетика
Масштабы развития ГЭС, ГАЭС в период до 2020 г. оценены с учетом возможности параллельного строительства нескольких ГЭС, ГАЭС или их каскадов, а также с учетом технологической последовательности сооружения станций, заполнения водохранилищ при развитии каскадов. Выбор предпочтительного состава ГЭС, ГАЭС осуществлен исходя из необходимости увеличения маневренной мощности сравнительной эффективности этих станций по сравнению с другими источниками генерации. Предполагается максимальное использование существующих проектных наработок, завершение начатых строек по гидроэнергетике, сооружение ГЭС в Сибири и на Дальнем Востоке, исходя из балансовой необходимости и экономической целесообразности. Планируется максимально возможное строительство ГАЭС в Европейской части для обеспечения базовой нагрузки атомной генерации в тех размерах, которые предусмотрены Генсхемой. В базовом варианте электропотребления нами намечено ввести в эксплуатацию 25,9 ГВт установленной мощности на гидроэнергетике.
Угольная и газовая генерации Развитие угольной генерации определялось исходя из принципов реконструкции и расширения существующих станций, полного вывода до 2020 г. из эксплуатации агрегатов, достигших индивидуального ресурса (первого после паркового) с параметрами пара 90 атмосфер и ниже. При этом принималась во внимание необходимость приоритетного строительства кондиционных электростанций на угле перед электростанциями на газе. В базовом варианте электропотребления предусматривается ввод в эксплуатацию 53,9 ГВт установленной мощности угольных станций. Что касается развития газовой генерации, то в первую очередь это связано с реконструкцией и расширением существующих электростанций. К 2020 г. на тепловых электростанциях из эксплуатации должны быть выведены паросиловые агрегаты, достигшие индивидуального ресурса, теплофикационные агрегаты с параметрами пара 90 атмосфер и ниже, теплофикационные агрегаты в случае отсутствия потребителей тепла. Строительство новой электрогенерации на газе будет осуществляться преимущественно для комбинированной выработки электроэнергии и тепла. Все вводы газовой генерации планируется осуществлять с использованием газотурбинных и парогазовых технологий. Вывод из эксплуатации неэффективного газового оборудования реально составит 39,9 ГВт мощности. Ввод в период до 2020 г. электрогазовой генерации по базовому варианту планируется на уровне 74 ГВт. При этом доля газовой генерации в структуре установленной мощности в период до 2020 г. снизится до 34%, в структуре выработки электроэнергии – до 23%. Существенно увеличивается доля выработки угольной генерации с 25% сегодняшних до 32%, а атомной генерации с 16% до 21%. До 2020 г. установленная мощность атомных станций, с учетом предполагаемой динамики ввода, вырастет в 2,3 раза, угольной генерации – в 1,7 раза, гидрогенерации – на 47%, газовой генерации – на 41%.

Изменение структуры
Прогнозируемый рост объемов производства электроэнергии на ТЭС и изменение структуры выработки по типам электростанций определяют их потребность в различных видах органического топлива. При базовом варианте суммарная потребность тепловых станций в топливе увеличится с 295 млн т у.т. в 2006 г. до 428 млн т в 2020 г., то есть практически в полтора раза. При этом суммарное производство электроэнергии за этот период возрастет на ТЭС в 1,8 раза. Эта разница показывает, что в теплоэнергетике должно быть достигнуто существенное увеличение КПД за счет внедрения передовых технологий как в газовой, так и в угольной генерации. Средневзвешенный удельный расход топлива на отпуск электроэнергии при этом должен снизиться с 335,9 г у.т. на кВт/ч в 2006 г. до 286,1 г у.т. на кВт/ч в 2020 году. Соответственно КПД должен вырасти с 36,7% до 43,4%. Структура потребления топлива на ТЭС при базовом варианте также должна существенно трансформироваться. Устойчиво будет снижаться доля газа с 68% в 2006 г. до 56% в 2020 г. при интенсивном росте доли угля с 25% в 2006 г. до 40% в 2020 г. При этом абсолютный объем потребления газа увеличится только на 20%, а угля – в 2,2 раза. Это резко повысит требования к динамике развития производства мощностей в угольной промышленности. Особенно в главных угольных бассейнах – Кузнецком и Канско-Ачинском. Существующая структура магистральных сетей на сегодняшний день характеризуется отсутствием устойчивой связи энергосистем Дальнего Востока, Сибири и Урала. Исходя из этого развитие магистральных электрических сетей основывается по Генсхеме на следующих принципах. Это опережающее развитие электрических сетей, обеспечивающее полноценное участие энергокомпаний-потребителей в рынке электроэнергии и мощности, усиление межсистемных связей, гарантирующих надежность перетоков электроэнергии. Схемы выдачи мощности крупных электростанций и электроснабжения крупных потребителей должны обеспечить принцип «№-1», для атомных станций принцип «№-2». Для базового варианта электропотребления до 2010 г. необходимо ввести 13,6 тыс. км линий 220 кВ и выше, что учтено в уже утвержденной инвестпрограмме ОАО «ФСК ЕЭС». В период с 2011-го по 2020 г. требуется ввести 24,8 тыс. км линий 220 кВ и выше для выдачи мощности вновь вводимых и расширяемых общесистемных электростанций. В период до 2020 г. необходимо ввести еще 27,8 тыс. км 330 кВ линий для усиления межсистемных и межгосударственных связей и повышения надежности электроснабжения потребителей.

Инвестиционный ресурс
Общий объем инвестиционных ресурсов для реализации планов развития электроэнергетики составит 11,8 трлн рублей. Из них предполагается направить на развитие ГЭС 1,1 трлн, на строительство атомной генерации 1,7 трлн, а на тепловую генерацию 3,9 трлн. На развитие распределительных сетей и сетей единой энергосистемы планируется потратить 5 трлн рублей. В период с 2006-го по 2010 г. будет затрачено порядка 3 трлн рублей, в 20112015 гг. – 4,3 трлн руб., в 2016-2020 гг. еще около 4,5 трлн рублей. Какова структура предполагаемого финансирования в развитие генерации на ближайшие пять лет? 71%, или около 1,4 трлн руб. планируется привлечь как внешние ресурсы. 29% – это собственные ресурсы компаний. Суммарно в период с 2006-го по 2020 г. доля внешних ресурсов составит 56%, или около 3,8 трлн рублей. Под внешними ресурсами мы понимаем и бюджетные инвестиции (это порядка 9% от всей суммы), это и дополнительные эмиссии, и кредиты. Доля собственных ресурсов компаний несколько возрастет, и по нашим прогнозам остановится на уровне 44% от общей суммы. Структура финансирования капитальных вложений развития сетей на ближайшие 5 лет представляется следующим образом. Порядка 57%, или 314 млрд рублей планируется привлечь как внешние ресурсы, из них 23 млрд рублей – это деньги бюджета, 69 млрд рублей – это средства от процентов продажи активов РАО «ЕЭС» и 8% – это кредитные ресурсы. 25% от общей суммы, или примерно 140 млрд рублей планируется привлечь как собственные ресурсы компании. 18%, или 99 млрд рублей – вложения в сети, не принадлежащие федеральной сетевой компании. Суммарно в период до 2020 г. доля внешних ресурсов составит порядка 1,5 трлн рублей, или 56% от всех необходимых средств. Доля собственных ресурсов компании несколько возрастет и остановится на уровне 40% от общей суммы. Структура финансирования капитальных вложений в развитие распределительных сетей на ближайшие 5 лет нами представляется следующим образом. 40% – это внешние ресурсы, основная часть из которых в данном случае это кредитные средства; 60% – это собственные ресурсы компании. Суммарно в период до 2020 г. доля внешних ресурсов составит порядка 1,4 трлн рублей, доля собственных ресурсов компании – порядка 940 млн рублей, или 40% от общей суммы. Ожидаемые результаты На каком фоне это все будет происходить? Долгосрочный прогноз цен электроэнергии учитывает принятие Правительством РФ решения о поэтапной либерализации российского рынка электроэнергии в течение 2007-2010 гг., с переходом к полноценной и полномасштабной конкуренции начиная с 2011 года. При полномасштабной конкуренции на рынке электроэнергии и мощности сложатся предпосылки для экономически обоснованной дифференциации цены на электроэнергию. Результаты, полученные при оптимизации структуры мощностей и производства электроэнергии в рамках Генсхемы размещения объектов электроэнергетики, показывают следующее. Во всех регионах Европейской части после 2010 г. дополнительное производство базисной энергии будет обеспечиваться новыми атомными станциями или угольными КЭС. В маневренной зоне дополнительное производство энергии будет формироваться прежде всего парогазовыми мощностями, вводимыми при расширении действующих газомазутных станций или замене паротурбинных газовых мощностей, а иногда и новыми парогазовыми станциями, в частности при максимальном уровне электропотребления. В Сибири и на Дальнем Востоке источниками базисной энергии останутся угольные станции, а в маневренной зоне будут работать гидроэнергетики. В настоящее время инвестиционная деятельность основных инфраструктурных компаний электроэнергетики осуществляется на основе трехлетних инвестиционных программ, при этом необходима координация инвестпрограмм как друг с другом, так и с документом, определяющим цели, задачи, основные направления долгосрочной политики государства и развития страны и ее регионов. Таким инструментом является Генеральная схема размещения объектов электроэнергии до 2020 года. Генсхема уже сегодня стала фактической основой для формирования планов по развитию смежных областей, в том числе таких, как газовая, угольная отрасли, атомный энергопромышленный комплекс, железнодорожный транспорт. Поэтому после одобрения Генсхемы мы планируем проводить регулярную работу по мониторингу ее реализации, что, на наш взгляд, позволит корректировать ее в случае такой необходимости.