Достаточно посмотреть на задачи, поставленные в энергостратегии. Так, установленная мощность электростанций в энергосистемах будет увеличена к 2024 году до 254 ГВт, а к 2035 году – до 264 ГВт [3, с. 58].

В-четвёртых, меняется назначение топливно-энергетического комплекса в целом и электроэнергетики в частности. Отрасль становится не «локомотивом» российской экономики, а «стимулирующей инфраструктурой», обеспечивающей энергетическую интеграцию всех регионов страны, а также условия для их комплексного развития как в виде территориально‐производственных кластеров, так и более развитой электрификации.

Синергетический инфраструктурный эффект будет достигаться за счёт взаимоувязанной инвестиционной, инновационной и институциональной политики в сфере энергетики, а также диверсификации номенклатуры энергоресурсов и направлений российского энергетического экспорта.

Это отражено в графе, касающейся оптимизации пространственного и регионального размещения энергетической инфраструктуры. До 2035 года в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке и в Арктической зоне планируется сформировать нефтегазовые минерально-сырьевые центры и нефтегазохимические комплексы, создать транспортную инфраструктуру для экспорта энергоресурсов в страны АТР. Россия всё больше переориентируется с Запада на Восток и ставит целью стать ведущим игроком на рынках Азиатско-Тихоокеанского региона.

Развитие восточной части страны может дать рост спроса на электрическую энергию со стороны сферы транспорта, жилищно-коммунального хозяйства, а также энергоёмких промышленных производств, создаваемых в восточных регионах Российской Федерации и на приграничных территориях соседних государств, в первую очередь государств – членов Евразийского экономического союза, Китайской Народной Республики и других стран Азиатско-Тихоокеанского региона [3, с. 28].

В связи с этим ставятся новые задачи перед разработчиками схем и программ развития электроэнергетики в части повышения их качества. Данные документы должны создаваться на основе выверенных данных, чтобы энергетики могли своевременно обеспечивать текущий и прогнозный спрос на энергию и мощность в конкретных регионах и на конкретные периоды времени.

Более того, в комплекс ключевых мер ЭС-2035, обеспечивающих решение задачи электроэнергетики, введены такие пункты, как совершенствование системы планирования в электроэнергетике и создание института Генерального проектировщика документов перспективного развития электроэнергетики.

---

Нововведением ЭС-2035 является и появление раздела, посвящённого рискам реализации энергостратегии. В качестве основных факторов риска в электроэнергетике обозначены: диспропорция между заявляемыми характеристиками электропотребления при технологическом присоединении и их последующими фактическими значениями; низкая платёжная дисциплина потребителей на розничном рынке электрической энергии; несовершенство действующей модели отношений и ценообразования в сфере энергоснабжения и теплоснабжения и недостаток конкуренции на рынках электрической энергии и мощности; сохранение перекрёстного субсидирования, снижающее эффективность централизованной системы энергоснабжения; недостаточный уровень автоматизации технологических процессов и повышение уязвимости объектов, связанное с усложнением систем и алгоритмов управления этими объектами.

При разработке сценариев учтено развитие и распространение на стороне потребления ряда технологий, способных оказать влияние на российскую энергетику. В частности, в прогнозы заложен рост потребления газомоторного топлива на транспорте в 7–9 раз к 2035 году. Предполагается электрификация российского энергопотребления, в том числе распространение электромобилей с увеличением их доли в автопарке до 5 % к 2035 году (в оптимистическом сценарии) [3, с. 29].

Предполагается развитие накопителей за счет новых ГАЭС, накопителей на солнечных и ветровых электростанциях, системных накопителей, накопителей у потребителей и на электромобилях (до 20 ГВт к 2035 году в оптимистическом сценарии). Реализация предложенных в Стратегии мер должна обеспечить траекторию развития ТЭК, близкую к оптимистическому сценарию. Более высокие темпы роста ВВП, чем приняты для расчета прогнозного ТЭБ в оптимистическом сценарии (выше 3 %), повысят вероятность приближения значений параметров ТЭК к верхнему, оптимистическому уровню.

Анализ рисков, реализация которых может помещать эффективному осуществлению указанных мер, показывает возможность снижения темпов роста ВВП и параметров ТЭК до уровня консервативного сценария. В процессе разработки Стратегии рассматривались также стрессовые по уровню мировых цен и спроса на российские энергоресурсы сценарии, негативное влияние которых на российский ТЭК непредсказуемо на данном этапе, но может оказаться значительным [3, с. 66].

Таким образом, поскольку вероятность реализации таких сценариев оценивается сегодня как довольно малая, в Стратегии они не учитываются, однако, систематически будут рассматриваться в рамках ежегодного мониторинга реализации Стратегии. Решение о корректировке Стратегии вследствие повышения вероятности стрессовых или альтернативных сценариев будет приниматься дополнительно, по мере необходимости.

---

3.2 Модель прогнозирования

Для гарантированного обеспечения энергетической безопасности и надежной работы производственной структуры электроэнергетики будут установлены обязательные требования к субъектам и объектам электроэнергетики, их созданию и эксплуатации, техническим характеристикам, оборудованию и персоналу.

Общим правилом должна стать синхронизация вводов новых генерирующих мощностей с ростом потребности в электроэнергии и мощности с учетом вывода из эксплуатации устаревших неэффективных генерирующих мощностей. Будут приняты меры к достижению высокой степени обеспечения отрасли преимущественно отечественным оборудованием и ликвидации дефицита квалифицированных кадров. На первом этапе продолжится совершенствование существующей модели отношений и ценообразования на электрическую и тепловую энергию в целях обеспечения баланса интересов потребителей и производителей энергии, прежде всего – сокращение перекрестного субсидирования цен (тарифов) между группами потребителей до оптимального уровня, равного величине субсидирования наименее обеспеченных домохозяйств[7, с. 84].

Будет происходить сокращение накопленных избытков мощности, масштабная модернизация действующих генерирующих мощностей и вывод из эксплуатации устаревшего неэффективного генерирующего оборудования. В дальнейшем продолжится обновление генерирующих мощностей на основе перспективных инновационных технологий и оптимизация их (мощностей) структуры по типам электростанций.

При этом в целях синхронизации развития генерирующих мощностей и роста потребности в них конкретные значения прироста установленной мощности электростанций и производства электроэнергии будут определяться в соответствии с динамикой спроса на электроэнергию и мощность с учетом объемов экспорта. На втором этапе основными событиями в отрасли станут ликвидация всех видов перекрестного субсидирования между отдельными группами потребителей и (или) услугами, а также переход к полноценному долгосрочному ценообразованию на услуги естественных монополий и регулируемых организаций в сфере электроэнергетики.

Действующий порядок оплаты мощности генерирующих объектов, поставляющих мощность на оптовый рынок электрической энергии (мощности) по договорам о предоставлении мощности (ДПМ) предусмотрен до 2028 года [14, с. 34].

При этом на втором этапе ожидается существенное снижение платежей потребителей по ДПМ

---

, в связи с чем в целях дальнейшего привлечения частных инвестиций в модернизацию генерирующего оборудования представляется возможным рассмотреть создание дополнительных механизмов по стимулированию модернизации тепловых электростанций. Немаловажную роль призвано сыграть развитие ВИЭ и распределенной генерации (включенные в ЕЭС или работающие автономно небольшие, до 25 МВт, электростанции потребителей), осуществляемое в зависимости от структур и концентрации нагрузки в региональных энергетических системах, особенно активное на втором этапе.

Это также будет способствовать повышению энергетической безопасности и широкому использованию инноваций в электроэнергетике. В случае реализации перечисленных мер возможен прирост производства электрической энергии в 2022 году на 4 – 5 %, а к 2035 году – на 30 – 38 % при увеличении установленной мощности электростанций на 13 – 16 % (с 248 до 281 – 289 ГВт).

В целях диверсификации ТЭБ и получения устойчивой структуры генерирующих мощностей предусматривается развитие электростанций всех типов с учетом необходимости минимизации ценовой нагрузки на потребителей. В частности, рост установленной мощности ГЭС может составить 7 – 24 %.

Централизованный отпуск тепла на первом этапе незначительно снизится, но в целом за период 2022 – 2035 гг. он увеличится на 5 – 8% (с 1250 до 1290 – 1315 млн Гкал) [5, с. 114].



Рисунок 1. Консервативный сценарий



Рисунок 2. Оптимистический сценарий

С учетом перспектив развития экономик стран Северо-Восточной Азии и роста спроса на электроэнергию в регионе будет проработана возможность поэтапного объединения энергосистем Республики Корея, КНДР, Японии, Китая, Монголии и России на основе организации перетоков электроэнергии и мощности за счет совместного строительства на российской территории новых объектов генерации, а также межгосударственных линий электропередачи высокого и ультравысокого напряжения.
3.2 Расчет по сценариям, ожидаемые результаты, выводы
Главным результатом реализации Стратегии станет переход энергетического сектора страны на более высокий, качественно новый уровень, максимально содействующий динамичному социально-экономическому развитию Российской Федерации и обеспечивающий эффективное использование природно-ресурсного, производственного и финансово-экономического потенциала ТЭК.

---

Таблица 3.1. Основные параметры прогнозного энергетического баланса на период с 2022 до 2035 года (в числителе представлены значения для оптимистического сценария, в знаменателе – для консервативного сценария)

Разделы		Годы
		2022		2025		2030		2035
Внутреннее потребление,		1002		1057		1090		1115
млн т у.т.		988		1033		1066		1092
%% к 2015 году		104		110		113		116
из общего потребления		103		107		111		113
- газ		503		548		561		574
		503		542		566		580
- жидкие		191		194		195		194
		191		197		201		204
- уголь и прочие		159		158		170		169
		149		147		148		146
- неуглеродные		149		156		164		178
		145		147		151		163
Вывоз, млн т у.т.		1065		1190		1228		1231
в том числе:		999		995		957		916
- нефть сырая, млн т		288		293		303		308
		286		278		265		253
- природный газ, млрд куб. м		252		338		353		357
		228		256		251		248
- уголь, млн т у.т.		162		185		205		206
- электрическая энергия		135		130		128		126
(нетто-экспорт), млрд кВт. ч		12		25		35		50
Вывоз по направлениям:		11		10		10		10
- СНГ		109		107		102		98
		102		79		74		68
- дальнее зарубежье		956		1083		1126		1133
		897		916		883		848
Прирост запасов, млн. т у.т.		3		3		3		3
		3		3		3		3
ИТОГО РАСХОД, млн т у.т.		2071		2250		2321		2349
		1990		2031		2027		2012
РЕСУРСЫ, млн т у.т.		2071		2250		2321		2349
		1900		2031		2027		2012
из них:	27		30		26		15
- импорт
	32		36		31		23
Производство - всего	2043		2220		2295		2335
	1959		1996		1996		1998
%% к 2015 году	109		119		123		125
в том числе:	105		107		107		106
- нефть и конденсат, млн т	555		555		555		555
	548		530		512		490
- природный и попутный газ,	702		827		858		875
млрд куб. м	670		727		746		757
- уголь, млн т	425		450		490		490
	377		366		360		355
млн т у.т.	293		311		337		335
	260		253		248		245
- гидро, млрд кВт-ч	199		204		215		230
	193		195		199		201
- атомная, млрд кВт-ч	221		227		238		269
	215		223		224		246
- возобновляемые энергоресурсы,	18		28		37		51
млн т у.т.	16		18		23		30

---

Смотрите также файлы

• Предмет история.docx

• Кнаоглшдлоанервкпкромкнаоглшдлоанервкпкро кнаоглшдлоанервкпкро.docx

• 1. Разработайте наиболее приоритетные цели и обоснуйте концептуальные основы собственной авторской школы, если бы вы ее попытались разработать с учетом всего самого прогрессивного из того, что вам известно.docx

• за мерзімді жоспарды тарауы Мектеп.docx

• Отработка действий звеном гдзс в различных условиях обстановки.doc