Развитие электроэнергетического комплекса до 2042 года

1.

МИНИСТЕРСТВО
ЭНЕРГЕТИКИ РФ
РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА
ДО 2042 ГОДА
13 марта 2023 г.
Министр Энергетики РФ
Цивилев С.Е.
Подготовлено при участии
Минэнерго России
8 апреля 2025 г.

2.

1
ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ И
СРАВНЕНИЕ С МИРОМ
2
ВЫРАБОТКА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
3
ПЕРЕДАЧА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
4
ПОТРЕБИТЕЛЬСКИЕ СЕРВИСЫ
РОЗНИЧНЫЙ РЫНОК
5
ТЕХНОЛОГИИ
6
ЦЕЛЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ
И РЕШЕНИЯ

3.

1
ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ И СРАВНЕНИЕ С
МИРОМ
СТРУКТУРА И РОЛЬ В ЭКОНОМИКЕ
ВЛИЯНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
НА ЭКОНОМИКУ РФ
10,4 трлн руб.
Оборот
отрасли
2,0 %
Доля в ВВП
Установленная
мощность, ГВт
Выработка
электроэнергии, млрд кВт*ч
5
12
29
53
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА – БАЗОВАЯ ОТРАСЛЬ ЭКОНОМИКИ РОССИИ
млрд
кВт*ч
205
ГВт
168
1,6 млн чел.
6 кВт*ч/ тыс. руб.
Доля затрат на э/э
в расходах пром.
предприятий
АЭС
>
1053
180
коэффициент
использования
мощности
269
Высокое 110-150 кВ
напряжение
(перем. и
пост. ток)
ВИЭ
Гидроэлектростанции
Электроемкость ВВП
2,6
898
35 кВ
6-35 кВ
0,4 кВ
протяженность линий
электропередач
257
ющ их
10 %
Передача по магистральным
сетям ЕНЭС (220 кВ и выше)
гаран
тиру
п оставщик
ов
>
>
уровень потерь в
электрических сетях
>
500
сбытовых
компаний
Трансформаторная мощность (ГВА)
СБЫТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ПЕРЕДАЧА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Солнечные
и ветровые
электростанции
28 % Обрабатывающая промышленность
16 % Население
12 % Добывающая промышленность
8 % Транспорт
2 % Сельское хозяйство
отрасли (центры обработки
2 % Новые
данных, электротранспорт, майнинг)
32 % Прочие сферы
территориал
ан
орг
ысетевых
х
млн км
Протяженность ЛЭП (тыс. км)
Атомные
электростанции
619
169
ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Тепловые
электростанции
150
70
ьн
изаций
87
749
243
Передача по распределительным
сетям (до 220 кВ)
Энергосбытовые
компании
12,0
Мультипликатор
инвестиций
оперативно-диспетчерское управление Энергосистемой
обеспечение перспективного планирования
обеспечение единства и эффективной работы рынков
разработка и актуализация положений Договора
о присоединении к торговой системе;
контроль соблюдения правил и регламентов;
мониторинг ценовой конъюнктуры.
организации торговли на оптовом
рынке электрической энергии и
мощности
8,7
Производство
алюминия
МЕХАНИЗМЫ
Ж/Д транспорт
Производство
химических
веществ
2,5
2,1
Производство
черных
металлов
Добыча
угля
ПРОБЛЕМАТИКА
1 ввод основных фондов осуществляется под текущие потребности в
Годовая выручка отрасли
Сбыт э/э
Удовлетворение спроса на
электроэнергию под
текущие потребности
экономики
(6-летнее планирование)
сохранении электростанций в эксплуатации
0,5
Электрические
сети
2,8
2 текущая эксплуатация и поддержание энергосистемы в надежном
6,6
трлн руб.
1,1
Машиностроение
состоянии осуществляется без значительных инвестиций в развитие
энергосистемы на будущие периоды
1,9 Расходы
на топливо
3 Действующие инвестиционные механизмы не обеспечивают потребности
1,4
по строительству отрасли и нуждаются в донастройке
Поддержание энергомощностей
и новое строительство
ЦЕЛЕВАЯ МОДЕЛЬ ОТРАСЛИ – «КЛИЕНТОЦЕНТРИЧНАЯ ЭКОНОМИКА ОПЕРЕЖАЮЩЕГО РАЗВИТИЯ»
ПРИНЦИП
МЕХАНИЗМЫ
Новые технологии
5,0
ПРИНЦИП
Доля затрат на электроэнергию в конечных
расходах отдельных отраслей промышленности,%
Ключевые инфраструктурные организации российского энергорынка
1,4
ТЕКУЩАЯ МОДЕЛЬ ОТРАСЛИ – «ЭКОНОМИКА СПРОСА»
>
2,5 %
Налоговых
отчислений
ГЭС
электростанций
в энергосистеме
доля
% источн
низ коу глеродн
ых
иков ген
ерации
53 %
Количество
занятых
ТЭС
839 млрд руб.
1100
1181
255
423
>
215
Структура энергопотребления
ЦЕПОЧКА СОЗДАНИЯ СТОИМОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В 2024 ГОДУ
Развитие энергосистемы
опережающими темпами
(планирование до 2050 года)
Генеральная схема размещения объектов
электроэнергетики до 2042 года
ОБРАЗ РЕЗУЛЬТАТА
1 покрытие возрастающей потребности экономики в электроэнергии и
обеспечения надежного электроснабжения
2 опережающее обеспечение технологической
доступности для новых потребителей
3 обеспечение рационального выбора структуры энергосистемы для
необходимо проработать вопрос
привлечения инвестиций в отрасль
помимо существующего объема НВВ
достижения минимально возможной цены
4
развитие потребительских сервисов

4.

1
ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ И СРАВНЕНИЕ С
МИРОМ
ПАРАМЕТРЫ ЦЕЛЕВОЙ МОДЕЛИ
ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ В РОССИИ
КЛЮЧЕВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЦЕЛЕВОЙ МОДЕЛИ
ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
УЧЕТ РЕАЛИЗАЦИИ НАЦИОНАЛЬНЫХ ЦЕЛЕЙ ПРИ
ФОРМИРОВАНИИ ПРОГНОЗОВ И ПЛАНОВ РАЗВИТИЯ
млрд кВт*ч
Факт
1600
Прогноз
1481
Обеспечение
минимально возможной
стоимости
электрической энергии
1420
1200
+2,8%
1174
+0,4%
2001-2010
+1,7%
Технологическая
доступность для
подключения новых
потребителей
1010
1301
1325
1350
Ускорение темпов роста
электропотребления в
результате экономического
развития России
1050
821
1995
2005
Доля отечественного
оборудования к 2050 г.
ЭКОЛОГИЧЕСКОЕ
БЛАГОПОЛУЧИЕ
реализация программы
по сокращению выбросов
генерации
59 ГВт Низкоуглеродной
будет введено к 2042 г.
850
2000
90%
2010
Фактическое потребление
Сценарий "Экономика спроса"
2015
2020
2024
2030
2036
2042
ЦИФРОВАЯ
ТРАНСФОРМАЦИЯ
Сценарий "Экономика опережающего развития"
Х%
УСТОЙЧИВАЯ
И ДИНАМИЧНАЯ
ЭКОНОМИКА
Полное покрытие перспективного
спроса на электрическую энергию
и мощность
ГВт
260
251
КЛЮЧЕВЫЕ ФАКТОРЫ РОСТА СПРОСА
НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ
255
240
кВт*ч прогнозируемый
>307 млрд
прирост энергопотребления
Среднегодовой темп роста (CAGR)
* прогнозные данные приведены с учетом развития энергосбережения (1,5% от величины годового
электропотребления к 2042 году)
Добавлено сколько энергосбережения в прогнозе
создание цифровых сервисов для
взаимодействия с физическими и
юридическими лицами
РЕАЛИЗАЦИЯ
ПОТЕНЦИАЛА
КАЖДОГО ЧЕЛОВЕКА
Энергоемкая промышленность
(Удоканская медь, АГХК, Амур Минералс)
243
239
245
Обеспечение энергоснабжения объектов
крупных инфраструктурных проектов
(Восточный Полигон)
231
Освоение потенциала территорий Сибири и
Дальнего Востока (добыча полезных
ископаемых, объекты промышленности)
218
220
реализация проектов повышения
привлекательности отрасли и
сокращения кадрового дефицита
доля напрямую занятых
1,3% в отрасли от общей
численности занятых
КОМФОРТНАЯ И
БЕЗОПАСНАЯ СРЕДА
ДЛЯ ЖИЗНИ
уро
вень
100%
к лектроэнергии
э
доступа
200
200
205
2024
2030
2036
Спрос на мощность
Располагаемая мощность (необходимые объемы развития генерации)
Располагаемая мощность (вывод генерации без привлечения доп. инвестиций)
ИЗМЕНЕНИЕ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ В 2023-2042 ГГ. В
ОСНОВНЫХ СЕКТОРАХ ЭКОНОМИКИ, МЛРД КВТ*Ч
258
234
924
800
формирование устойчивой системы
удовлетворения спроса на электрическую
энергию при условии обеспечения
надлежащего качества и минимизации
стоимости электрической энергии
1036
Национальный проект
для обеспечения тех. суверенитета
и тех. лидерства:
1339
2021-2024
2011-2020
Надежность и
бесперебойность
электроснабжения
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ
ЛИДЕРСТВО
ДИНАМИКА РАЗВИТИЯ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ
И РОСТА СПРОСА НА МОЩНОСТЬ, ГВТ
Развитие электротранспорта и
электрозарядной инфраструктуры
Развитие новых энергоемких отраслей
экономики (центры обработки данных,
промышленный майнинг и др.)
445
95
140
+
24
Сельское
хозяйство
16
43
2042
4%
+
168 %
+
294 %
5
19
8%
47 %
-
23
2023
33 %
+
155
Транспорт
ЦОД
+
144
Добывающая
промышленность
Электротранспорт
2042
333
Обрабатывающая
промышленность

5.

1
ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ И СРАВНЕНИЕ С
МИРОМ
ПАРАМЕТРЫ КЛЮЧЕВЫХ ПРОДУКТОВ
01.04.2025 – Россети
подтвердили цифры по
выручке и затратам на ТП
КЛЮЧЕВЫЕ ПРОДУКТЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ОТРАСЛИ В 2024 ГОДУ
ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ЦЕНЫ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ В РОССИИ И МИРЕ В 2024 ГОДУ, руб./кВт*ч
СРЕДНИЙ ВОЗРАСТ ТЕПЛОВОЙ
ГЕНЕРАЦИИ, ЛЕТ
Цена на электроэнергию, руб/кВт*ч
Страна
Промышленность
Факторы влияющие на цену на электроэнергию в России
Факторы
снижения цены
конкуренция
1,6
Факторы
роста цены
субсидирование других
отраслей и потребителей
1,2
особенности тарифного
регулирования
2,4
0,4
меры поддержки
(льготы)
руб./кВт*ч
руб./кВт*ч
руб./кВт*ч
руб./кВт*ч
руб./кВт*ч
Расходы
на топливо
Стоимость
мощности
Передача э/э
Сбыт э/э
Конечная
стоимость
инвестиции в новое
строительство
стоимость заемного
финансирования
стоимость материалов,
зарплата персонала
Стоимость
топлива
5,6
3,
9
Китай
Китай
8,2
7 ,1
Индия
Индия
9,5
8,8
США
30
США
10,0
14,5
Канада
27
Канада
10,0
15,9
Бразилия
22
36
15,0
Франция
26
41
Бразилия
Германия
Максимальная
цена
39
11
Россия
Франция
Минимальная
цена
53
39
Россия
14,4
20,2
24,8
ПОТЕРИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СЕТЯХ, %
10
2,7
27,1
3
13,7
44
18
40
47
2
116,1
17
5
5,7
5
6,9
16
7
ПОКАЗАТЕЛИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ДОСТУПНОСТИ
(ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ПРИСОЕДИНЕНИЕ)
СРЕДНЯЯ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОЙ
ПРЕКРАЩЕНИЯ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
ЭНЕРГИИ (SAIDI), ЧАСОВ
Население
недоинвестирование в
развитие мощностей
5,6
КОЭФФИЦИЕНТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
МОЩНОСТИ ГЕНЕРАЦИИ, %
ПЕРЕДАЧА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
23
24
5
4,1
3,7
15,6
21,6
12,2
12,9
17,46
26,3
730
0,2
133
до 15 кВт
183
179
>16 - 150 кВт
365
293
281
>150 - 670 кВт
> 670 кВт
41,1
Низкая стоимость электроэнергии обеспечивается за счет сдерживания
темпов обновления генерации, средний возраст которой достиг 39 лет
Низкие показатели продолжительности прекращения электроснабжения
демонстрируют высокую надежность функционирования отрасли
Наибольший коэффициент использования установленной мощности (53%)
свидетельствует о высокой эффективности использования генерации
Текущий уровень потерь в электрических сетях на фоне одной из самой
больших протяженностей ЛЭП в мире показывает эффективность работы
сетевого комплекса
Технологическая независимость
Донастройка инвестиционных
механизмов
10,4
0,2
Оптимизация текущей системы
эксплуатации
Количество процедур для заявителей при
технологическом присоединении
183
Германия
НАПРАВЛЕНИЯ ДЛЯ ПРИЛОЖЕНИЯ УСИЛИЙ
Нормативный срок (дней)
Фактический срок (дней)
ХХ
Средняя оплаченная стоимость, тыс. руб. / кВт
ХХ
Средние фактические затраты, тыс. руб. / кВт
Развитие потребительских
сервисов
Ответственный подход к
использованию энергетической
инфраструктуры потребителями

6.

ВЫРАБОТКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ТЕКУЩАЯ ПРОБЛЕМАТИКА
2
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕКУЩИХ МОЩНОСТЕЙ – ГЕНЕРАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Реформирование российской
Реализация
программ ДПМ
электроэнергетики
ГВт
8
Реализация программ
КОММОД
+ 22,0 ГВт
+ 46,9 ГВт
+ 6,9 ГВт
1,5 ГВт/год
4,3 ГВт/год
1,7 ГВт/год
7
51
39
6
износ оборудования
% тепловой генерации
возраст тепловых
лет электростанций
ХХ%
41 ГВт ТЭС
регионы прогнозируемого
энергодефицита
проекты модернизации
тепловой генерации
+ 0,07 руб./кВт*ч
к конечной цене на э/э
хх%
ОЭС Центра
хх% ОЭС Средней
4
55 и более
менее 15 лет
3
26%
15-25 лет
1
6%
ГВТ
1995
2000
ТЭС
ГЭС
2005
ВИЭ
АЭС
2010
2015
2020
2024
ОЭС Юга
хх%
Прирост
в 2017-2025 гг.
0,3 ГВт ТЭС
будет построено
хх%
ОЭС Сибири
хх%
240
В экономике сложился уникальный механизм
демпфирования инфляции за счет сдерживания
цены электроэнергии (+58% с 2017 года)
17 ГВт
требуется проработка вопроса
источника финансирования проектов
ОЭС Урала
Средняя
заработная
плата
280
ОЭС Востока
хх%
3,9 ГВт АЭС
4,5 ГВт ВИЭ
1,1 ГВт ГЭС
хх%
200
160
7,9 ГВт ТЭС
23% 45-55 лет
Х
2,40
Тариф на
грузовые
перевозки по ж/д
Х
2,22
Стоимость мин.
набора продуктов
питания
Х
2,01
Индекс цен
производителей
(ИЦП)
Х
1,81
Индекс
потребительских
цен (ИПЦ)
Х
1,68
Цены на уголь
Х
1,59
Цена ОРЭМ
Х
1,58
Цены на газ
Х
1,58
ОЭС Востока
8%
25-35 лет
Волги
14%
168
2
будет модернизировано
в рамках программы
модернизации КОММОД
Изолированные районы
ОЭС СевероЗапада
Московская агломерация
ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ ЦЕН НА ОТДЕЛЬНЫЕ ВИДЫ ПРОДУКЦИИ
В РОССИИ В 2017-2025 ГГ.,%
%
доступный резерв мощности
в рамках энергосистем
1 ГВт ТЭС
Возрастная структура
тепловой генерации
5
0
Принятые решения
по развитию
генерации
ТЕКУЩИЙ ОБЪЕМ РЕЗЕРВОВ
И ТЕРРИТОРИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИ НЕОБХОДИМОЙ ГЕНЕРАЦИИ
СТРОИТЕЛЬСТВО НОВЫХ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ
ОЭС Юга
22%
2,5 ГВт ТЭС
35-45 лет
+ 0,15 руб./кВт*ч к конечной цене на э/э
Юго-Восток ОЭС Сибири
1,2 ГВт ТЭС
+ 0,13 руб./кВт*ч к конечной цене на э/э
0,7 ГВт ТЭС
120
1,7 ГВт ВИЭ
+ 0,09 руб./кВт*ч к конечной цене на э/э
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025

7.

2
ВЫРАБОТКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ПАРАМЕТРЫ РАЗВИТИЯ
ИНВЕСТИЦИИ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ПЕРЕХОДА К ЦЕЛЕВОЙ МОДЕЛИ РАЗВИТИЯ – ГЕНЕРАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО ОПТИМИЗАЦИИ РОСТА СТОИМОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ОРЭМ
СТРОИТЕЛЬСТВО НОВЫХ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ В 2025-2042 ГГ., ГВТ
Тип генерации
2025 - 2030
2031 - 2036
Всего
в 2025-2042 гг.
2037 - 2042
ТЭС
+13,5
+10,4
+11,6
АЭС
+3,9
+12,4
+12,5
ВЭС и СЭС
ВСЕГО
ПОТРЕБНОСТЬ
В ИНВЕСТИЦИЯХ
+1,1
+5,7
+1
35,4
ГВт
+6,2
+5,0
+5,4
+24,6
+33,5
+30,4
4,1 ГВт/год
5,6 ГВт/год
5,1 ГВт/год
13,5 трлн руб.
14,9 трлн руб.
11,6 трлн руб.
2,2 трлн руб./год
инвестиций
2,5 трлн руб./год
инвестиций
1,9 трлн руб./год
инвестиций
5,6
2,1
(33%)
4,4
+88,5
0,9
(21%)
ГВт
ВИЭ ГВт
7,8
ГВт
донастройка действующего механизма строительства новых генерирующих
объектов;
6,4
ТЭС
16,6
ГЭС
ИЗМЕНЕНИЕ СТРУКТУРЫ СТОИМОСТИ НА ОРЭМ, РУБ./КВТ*Ч1
3,3
28,8
ГВт
АЭС
ГЭС
40 трлн руб.
совокупная потребность
в инвестициях
+ цифры по КОММОДу
0,4
(9%)
1,7
(31%)
0,8
(14%)
1,0
(15%)
0,4
0,2 (11%)
(5%)
0,9
(27%)
0,1
(4%)
0,7
(23%)
0,9
(21%)
0,3
(6%)
0,9
(19%)
1,0
(19%)
0,5
(9%)
0,6
(11%)
0,7
(10%)
0,5
(8%)
1,0
(30%)
1,0
(23%)
1,0
(17%)
1,0
(15%)
2025
2030
2036
2042
1,2
(18%)
48
%
стоимости электроэнергии будет
приходиться на налоги и услуги
банков в 2042 году
Донастройка
действующих
механизмов
Требуется проработка
предложений по оптимизации
роста стоимости на
электрическую энергию
Налоги
Операционные затраты (в т.ч. ФОТ)
Капитальные затраты на оборудования
Маржинальный доход генераторов
(в т.ч. 64% - АЭС/ГЭС, 2025)
изменение механизмов торговли электрической энергией и мощностью на
оптовом рынке, порядка установления цен (тарифов) на тепловую энергию с
целью учета экономически обоснованного уровня затрат генерирующих компаний;
распространение целевой модели рынка тепловой энергии в муниципальных
образованиях с высоким уровнем износа объектов теплоснабжения;
обеспечение приоритетного использования комбинированной выработки
электрической и тепловой энергии для организации теплоснабжения;
исключение из расчета квот выбросов, возникающих в связи с ростом объемов
производимых электрической и тепловой энергии.
расширение возможностей для привлечения инвестиций: льготное кредитование,
энергетическая ипотека, кэшбек, инфраструктурные облигации;
Расходы отрасли на привлечение
финансирования проектов (банки/акционеры)
Затраты на топливо
1. В ценах 2025 года
продление срока действия механизма отбора проектов модернизации тепловой
генерации после 2031 года;
Создание новых
механизмов
разработка механизма финансирования проектов в технологически
изолированных территориальных электроэнергетических систем (ТИТЭС);
синхронизация документов перспективного развития газотранспортной, тепловой,
дорожной инфраструктуры, необходимой для строительства новых объектов
генерации

8.

2
ВЫРАБОТКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ПАРАМЕТРЫ РАЗВИТИЯ
РЕАЛИЗАЦИЯ КРУПНЫХ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ СТРОИТЕЛЬСТВА ГЭС И АЭС
РЕАЛИЗУЕМЫЕ ПРОЕКТЫ СТРОИТЕЛЬСТВА ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ ДО
2042 ГОДА С ДЛИТЕЛЬНЫМ СРОКАМИ СТРОИТЕЛЬСТВА
ЭФФЕКТЫ ОТ СТРОИТЕЛЬСТВА ГЭС (УДЕЛЬНО НА 1 ГВТ)1
Чукотская АСММ
ЭФФЕКТЫ ОТ СТРОИТЕЛЬСТВА АЭС
10 МВт – 2030 г.
МПЭБ Баимский
Кольская АЭС-2
424 МВт – 2028-2031 г.
1800 МВт – 2035-2040 г.
Бюджетный
Доход в бюджет от
строительства и
эксплуатации за
вычетом расходов на
водохранилище
Отраслевой
Для других отраслей в
регионе размещения
Экономический
Вклад в ВРП и
противопаводковый
эффект за 30 лет
700
240
млрд руб.
12
Социальный
Создание новых
рабочих мест в
«пиковый» год
строительства ГЭС
13
млрд руб.
тыс чел.
млрд руб.
Учесть предложения
Экологический
Ленинградская АЭС-2
Якутская АСММ
Ленинградская ГАЭС
2300 МВт – 2030-2032 г.
110 МВт – 2031 г.
1170 МВт – 2032 г.
Поглощение
водохранилищами и
предотвращение
выбросов ТЭС
320 МВт – 2032-2037 г.
Смоленская АЭС-2
2840
Загорская ГАЭС-2
2400 МВт – 2033-2035 г.
840 МВт – 2028 г.
Курская АЭС-2,
Балаклавская ГАЭС
Данные от Росатома
4800 МВт – 2025-2034 г.
330 МВт – 2031 г.
тыс. тонн CO2 экв.
Норильская АСММ
Рефтинская АЭС
1255 МВт – 2041 г.
Нововоронежская АЭС-2
1200 МВт – 2036 г.
Южная АЭС
2400 МВт – 2036–2039 г.
Белоярская АЭС
Канкунская ГЭС
1250 МВт – 2034 г.
1000 МВт – 2036-2039 г.
Южноуральская АЭС
2510 МВт – 2038-2040 г.
Лабинская ГАЭС
Энергоблок в г. Северск
300 МВт – 2028 г.
Северская АЭС
2510 МВт – 2037-2039 г.
Крапивинская ГЭС
1. Эффекты рассчитаны на срок службы 30 лет (при этом срок эксплуатации ГЭС – 100 лет)
345 МВт – 2031-2032 г.
Сибирская АЭС
2510 МВт – 2041-2042 г.
Предложения по повышению эффективности работы ГЭС и ГАЭС в энергосистеме
Разработка особых условий финансирования проектов строительства ГЭС
и ГАЭС (модификация механизма возврата инвестиций и отдельные
условия финансирования создания водохранилищ)
Разработка новых правил ОРЭМ для обеспечения эффективной работы
ГАЭС как ключевого участника рынка, обеспечивающего маневренность
энергосистемы
Тельманская ГЭС
Хабаровская АЭС
450 МВт – 2031 г.
600 МВт – 2031 г.
1200 МВт – 2041-2042 г.
Мокская ГЭС
1200 МВт – 2032-2035 г.
Нижне-Ниманская ГЭС
Ивановская ГЭС
360 МВт – 2037 г.
210 МВт – 2034-2035 г.
Нижне-Зейская ГЭС
ГЭС и ГАЭС (ввод до 2036 года)
ГЭС и ГАЭС (ввод до 2042 года)
АЭС (ввод до 2036 года)
АЭС (ввод до 2042 года)
400 МВт – 2032 г.
Приморская ГАЭС
600 МВт – 2034 г.
Приморская АЭС
2000 МВт – 2033-2035 г.

9.

ПЕРЕДАЧА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ТЕКУЩАЯ ПРОБЛЕМАТИКА
3
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕКУЩИХ МОЩНОСТЕЙ – ЭЛЕКТРОСЕТЕВОЙ КОМПЛЕКС
ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА
ДОЛЯ ИНВЕСТИЦИЙ НА ПОДДЕРЖАНИЕ СЕТЕЙ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА,%
льготных
3,94 подключено
потребителей
37
в 2014-2024 гг.
млн
73
43
42
%
доля оборудования со
сверхнормативным
сроком службы
средств для
106 дефицит
реализации льготного
млрд руб.
2017
2018
2019
2020
2021
33
2022
34
2023
-8
п.п.
63
64
67
66
68
68
70
71
72
72
уровень загрузки
трансформаторных
подстанций
потребность в
461 финансировании
млрд руб.
35
2024
млрд руб.
ДОЛЯ ОБОРУДОВАНИЯ СО СВЕРХНОРМАТИВНЫМ СРОКОМ СЛУЖБЫ, %
выделено на
реализацию
29 требуют реализации
ОПИСАНИЕ КЛЮЧЕВОЙ ПРОБЛЕМАТИКИ
1
ППН
15
ППН
2014
2015
2016
2017
2018
2019
находится в стадии
реализации
3
73
2021
2022
2023
11,0
10,8
10,8
10,6
10,4
10,3
10,2
10,2
5
10,1
10,0
-1,5
п.п.
15 ППН находится в стадии реализации
29 ППН потребность в реализации
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Необеспеченные
2
источниками обязательств по
льготному ТП
накопленные обязательства по
льготному ТП составляют 106 млрд
руб. (по категории менее 15 кВт)
4
Необеспеченные
источниками обязательства по
приборам учета
обязательства по замене приборов
учета составляют 2,4 млн шт.
(57,2 млрд руб.)
2024
УРОВЕНЬ ПОТЕРЬ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ, %
11,5
Низкая загрузка
центров питания
потребители завышают объемы
запрашиваемой мощности
в рамках ТП, потребляя по факту
меньший объем
+14
2020
Перекрестное
субсидирование
313 млрд руб. в 2024 году
(+46% к уровню 2015 года)
п.п.
млрд руб.
%
32
34
техприсоединения
тарифной
969 дефицит
выручки в 2014-2024 году
32
37
ПРОГРАММЫ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ
2024
Рост объемов
регуляторных долгов
с 2014 года объем регуляторных
долгов вырос в 2,4 раза, достигнув
142 млрд руб.
6
Рост тарифных
дисбалансов
с 2014 года тарифные дисбалансы
выросли в 2,8 раза, достигнув
48,8 млрд руб.
Обеспечение
надежного
функционирования
Повышение уровня
доступности
Донастройка прочих
регуляторных
механизмов
продление до 2030 года программ повышения надежности электросетевого
комплекса, предусмотрев соответствующее финансирование;
усиление критериев отнесения владельцев объектов электросетевого хозяйства к
территориальным сетевым организациям;
распространение практики заключения регуляторных соглашений между
субъектами РФ и сетевыми организациями.
совершенствование регулирования майнинга в целях обеспечения
высвобождения мощности в дефицитных регионах для подключения социально
значимых объектов;
внедрение механизмов загрузки центров питания с низкой перспективой загрузки в
пилотных субъектах РФ.
изменение подходов к оплате услуг по передаче электрической энергии по
Единой национальной (общероссийской) электрической сети;
равномерное распределение перекрестного субсидирования на все категории
потребителей;
доведение ставок льготного технологического присоединения до экономически
обоснованного уровня с сохранением льгот для социально незащищенных
категорий заявителей.

10.

ПЕРЕДАЧА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ПАРАМЕТРЫ РАЗВИТИЯ
3
ИНВЕСТИЦИИ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ПЕРЕХОДА К ЦЕЛЕВОЙ МОДЕЛИ РАЗВИТИЯ – ЭЛЕКТРОСЕТЕВОЙ КОМПЛЕКС
Всего
в 2025-2036 гг.
РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА В 2025-2042 ГГ.
1
Строительство
энергомоста от Курской
и Нововоронежской АЭС
до Москвы
2
3
Усиление связей между
ОЭС Сибири и ОЭС Урала
Покрытие
перспективного спроса
в Юго-Восточной части
Сибири за счет передачи
постоянным током
4
ВЛ 220 кВ Мутновская ГеоЭС1 – Толмачевская ГЭС-3
2030
год
ВЛ 500 кВ Алтай – Карасук
2
ВЛ 500 кВ Таврическая – Карасук
ВЛ 500 кВ Курган – Новолокти
ВЛ 500 кВ Новолокти – Таврическая
ППТ «Чита –
Даурия»
ППТ «Итатская – 3
ЮВЧ ОЭС Сибири»
3
ВЛ 500 кВ Хабаровская –
Комсомольская
2027
год
2036
год
2030
год
2032
год
ВЛ 500 кВ Астрахань – Трубная
ВЛ 500 кВ Тамань – Тихорецк
ППТ «Мокская ГЭС – Чита»
ППТ «ЮВЧ ОЭС Сибири – Чита»
220
ВЛ 500 кВ Приморская 4
ГРЭС – Варяг
2030
год
6,94 трлн руб. развитие
магистрального комплекса
200
9,66 трлн руб. развитие
распределительного
комплекса
180
4
2028 год
2028
год
16,6 трлн руб.
%
240
инвестиций
ЛЭП 750 кВ Грибово – Москва
1
ЛЭП 750 кВ Курская АЭС – Москва
ППТ от Нововоронежской АЭС до Москвы
2030,
2032
годы
Покрытие
перспективного спроса
в ОЭС Востока
ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ ТАРИФА НА ПЕРЕДАЧУ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В СРАВНЕНИИ ДРУГИМИ
ЭКОНОМИЧЕСКИМИ ИНДИКАТОРАМИ В РОССИИ В 2017-2025 ГГ.,%
575 млрд руб.
Средняя
заработная
плата
объем недополученных доходов в
электросетевом комплексе в
результате индексации тарифа на
передачу ниже уровня ИПЦ
ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ:
330 кВ и выше для каждой синхронной зоны и 220 кВ и выше для ТИТЭС для развития электрической сети
220 кВ и выше, обеспечивающие выдачу мощности объектов по производству электрической энергии
Прирост
в 2017-2025 гг.
Х
расширение инструментария финансирования инвестпрограмм: льготное
кредитование, энергетическая ипотека, кэшбек, инфраструктурные облигации;
2,40
Тариф на
грузовые
перевозки по ж/д
Х
2,22
Индекс цен
производителей
(ИЦП)
Х
1,81
Тариф на передачу в
магистральном
комплексе
Х
1,69
Индекс
потребительских
цен (ИПЦ)
Х
1,68
Тариф на передачу в
распределительном
комплексе
Х
1,59
Нормативноправовое
регулирование
изменение порядка расчёта за услуги по передаче электрической энергии
исходя из мощности, заявляемой на этапе технологического присоединения;
введение эталонного принципа формирования операционных расходов сетевых
компаний;
повышение ковенанты долг/EBITDA для возможности заимствования большего
объема финансовых ресурсов (текущее значение – 3,5).
160
+ 13,8 тыс. км
магистральных линий
электропередачи
140
2025
год
3
ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО РАЗВИТИЮ ЭЛЕКТРОСЕТЕВОГО КОМПЛЕКСА
> 14 тыс. МВА
120
нового трансформаторного
оборудования
100
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Повышение уровня
надежности
оборудования
финансирование программ повышения надежности за счет бюджетных средств
при невозможности обеспечения за счет тарифных источников;
наращивание объемов инвестиций в обновление основных фондов.

11.

4
ПОТРЕБИТЕЛЬСКИЕ СЕРВИСЫ
РОЗНИЧНЫЙ РЫНОК
РАЗВИТИЕ ПОТРЕБИТЕЛЬСКИХ СЕРВИСОВ. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РОЗНИЧНОГО РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.
ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ РОЗНИЧНОГО РЫНКА
МОДЕЛЬ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ РОЗНИЧНЫХ РЫНКОВ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
сбытовых
компаний
Ключевые
участники
>
Вид
договора
Свобода в заключении
договора
Ценообразо
вание
Свободное
500
Промышленные потребители
Население и потери*
80 %
Потребители
Энергосбытовые компании
предоставляют более привлекательные
ценовые предложения для
промышленных потребителей
257
1
КЛЮЧЕВЫЕ ДОСТИЖЕНИЯ РАЗВИТИЯ РОЗНИЧНОГО
РЫНКА И ВНЕДРЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЬСКИХ СЕРВИСОВ
гарантирующих
поставщиков
СНЯТИЕ ОТВЕТСТВЕННОСТИ ПОТРЕБИТЕЛЯ ЗА УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
(ЕДИНСТВЕННАЯ ИЗ СФЕР ЖКХ)
упрощен вывод потребителя на оптовый рынок при наличии
интеллектуальных систем учета
ВНЕДРЕНИЕ ЦИФРОВЫХ СЕРВИСОВ ОБСЛУЖИВАНИЯ
Максимальный отобранный объем снижения потребления
электроэнергии по годам, МВт
12,5 млн приборов учета установлено потребителям
Фиксированное
тарифное меню
8,5 млн приборов учета интеллектуальные с высокой долей
локализации
Население
40 млн
потребителей
частный сектор
потребителей
МКД
Юридические лица и
ИП
Население
потери*
4 млн и
потребителей
заключение договоров в электронной форме по принципу одного
окна на портале Госуслуг
1731
20
1735
33%
Прочие потребители (сбытовые компании)
Население
Прочие потребители (гарантирующие поставщики)
Потери
19%
9%
1308
внедрение дистанционного формата обслуживания клиентов
1155
39%
1397
299
1126
608
Классификация потребителей по подходу к тарифообразованию и их доля
в полезном отпуске
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТАРИФНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
переход к дифференциации тарифов на электроэнергию для
населения
НАЦИОНАЛЬНАЯ СИСТЕМА СЕРТИФИКАЦИИ НИЗКОУГЛЕРОДНОЙ ЭНЕРГИИ
Данные по выработке и установленной мощности объектов,
зарегистрированных в реестре (на 01.01.2025)
Demand response - добровольное временное снижение
потребления электроэнергии конечным потребителем
участника по управлению
53
потреблением
1308 млн руб. эффект управления потребление
максимальный отобранный
415 МВт
объем
Публичные договоры
15 млн
УПРАВЛЕНИЕ ПОТРЕБЛЕНИЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
(DEMAND RESPONSE)
2020
2021
2022
эффект от оказания услуг по управлению спросом, млн.руб
Выработка, млн кВтч
7 000
6 000
5 000
+2 409%
24
155
Субъекта РФ
Генерирующих объектов
28,4
1,4
1,7
2,0
упрощение оборота «зеленых» инструментов для вовлечения населения
совершенствование сферы управления спросом для вовлечения мелких потребителей,
включая население
развитию потребительских сервисов и расширению возможностей заключения договоров
субъектами розничных рынков
Крупнейшие ген. объекты
4 000
3 000
Саяно-Шушенская ГЭС 6,4 ГВт
Красноярская ГЭС 6 ГВт
Братская ГЭС 4,5 ГВт
Усть-Илимская ГЭС 3,9 ГВт
2 000
Ленинградская АЭС 2 ГВт
23,3
(82%)
2023
415
2024
Максимальный отобранный объем, МВт
0
февр.-24 март-24
ГЭС
апр.-24
АЭС
май-24
ВЭС
июнь-24
Развитие новых
продуктов и
сервисов
услуги энергосервиса, оптимизация графика потребления на основе данных ИСУ
услуги полного цикла по продаже и эксплуатации энергоэффективного оборудования, в том
числе микрогенерации, систем накопления, зарядной инфраструктуры
июль-24
СЭС
Участие в demand response позволяет снизить:
пиковую нагрузку в
энергосистеме
Нормативноправовое
регулирование
1 000
853
50
2019
Мощность,
ГВт
инвестиционные
затраты в генерацию
стоимость
электроэнергии
Цель – сокращение выбросов парниковых газов и
снижение негативного воздействия на окружающую среду
Управление энергопотреблением
реализация дорожной карты, предусматривающей внедрение на розничных рынках
организованных торговых площадок
оптимизация управления системами накопления электроэнергии для достижения
максимальной эффективности их использования

12.

ТЕХНОЛОГИИ
ТЕКУЩАЯ ПРОБЛЕМАТИКА И ПАРАМЕТРЫ
РАЗВИТИЯ
ТЕХНОЛОГИИ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ ПЕРЕХОДА К ЦЕЛЕВОЙ МОДЕЛИ РАЗВИТИЯ
Рост стоимости продукции
энергомашиностроения с
+ 98% 2022
года
>35
месяцев
ЭЛЕКТРОСЕТЕВОЙ КОМПЛЕКС
ПОТРЕБНОСТЬ В ОБОРУДОВАНИИ, ГВт
Средний сдвиг сроков
поставки оборудования
Количество
проектов
26 (17%)
13 (9%)
35 (23%)
76 (51%)
Проект реализован (в срок)
В процессе реализации (сроки сдвинуты)
Проект реализован (со сдвигом сроков)
В процессе реализации
65
Налажено серийное производство
ГТЭ-170.1
Разработка головного образца
ГТЭ-65
Мощность – 67,7 МВт
КПД – 36,2 %
Серийное пр-во – 2025 г.
Ведется разработка
реализация проектов запланирована в ПАО «Россети»:
4 370 км
354
2031-2042
5 проектов
запланировано
10
ГВт
24
ГВт
передачу
электроэнергии
на
технологии накопления энергии
до 1,5
ГВт
20302036
передаваемая
годы ввода
Росатом
ЦИФРОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ИСПЫТАТЕЛЬНЫЕ ПОЛИГОНЫ
ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫЕ СВЕ
РщП
моХ
ноРсО
тьВОДЯЩИЕ КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ
34
168
турбин
ГТЭ-170.2
Мощность – 170 МВт
КПД – 35,1 %
Серийное пр-во – 2026 г.
Газовые турбины
2025-2030
Мощность – 155,3 МВт
КПД – 34,1 %
Серийное пр-во – 2023 г.
позволяет обеспечить эффективную
сверхдальние расстояния;
ГВт
Верификация МЭ
72
турбины
Мощность - 118 МВт
КПД – 36%
Серийное пр-во – 2024 г.
турбины
2025-2030
СТАТУС ПО РАЗРАБОТКЕ ГАЗОВЫХ ТУРБИН РОССИЙСКОГО ПРОИЗВОДСТВА
ГТЭ-110М
41
ГВт
25
ГВт
150
ТЕХНОЛОГИИ НАКОПЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ЛЭП ПОСТОЯННОГО ТОКА:
Паровые турбины
СТАТУС РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТОВ МОДЕРНИЗАЦИИ ТЕПЛОВОЙ ГЕНЕРАЦИИ
ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
НАЦПРОЕКТ «НОВЫЕ АТОМНЫЕ И ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ»
НОВЫЕ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ
ТЕХНОЛОГИИ
ГЕНЕРИРУЮЩИЙ КОМПЛЕКС
Кабельные линии, электрическое
сопротивление в которых падает
до
0
при
охлаждении
до
температуры жидкого азота (77 К);
ГВт
240
ЛЭП СВЕРХВЫСОКОГО КЛАССА НАПРЯЖЕНИЯ
турбин
* Предварительные данные Совета
производителей электроэнергии, производится
дополнительная верификация
обеспечивает передачу больших объемов энергии
на дальние расстояния – от 4-6 ГВт (выработка 4-5
крупных энергоблоков АЭС) на 2000 км и более.
позволяет частично заменить
строительства электростанций
необходимость
Формирование единого отраслевого заказа
федеральных проекта
118
54
новых
продуктов
млрд руб.
финансирования
испытательные полигоны
ПАО «Россети» запущен пилотный
проект – 2,5 км ЛЭП на 50 МВт
2031-2042
5
ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО РАЗВИТИЮ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ
ПРОМЫШЛЕННОСТИ
Разработка типовых проектных решений для
последующего масштабирования
Повышение прозрачности формирования
стоимости продукции отрасли
ИИ и роботы (Шереметцев)
НОВЫЕ
АТОМНЫЕ
ТЕХНОЛОГИИ
5
5
федеральных проектов
53
1 158
новых
продукта
млрд руб.
финансирования
Временное ослабление требований по локализации
Создание совместных предприятий и трансферт
технологий из дружественных стран

13.

ЦЕЛЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ И РЕШЕНИЯ
ОЦЕНКА ПОСЛЕДСТВИЙ
6
ПОСЛЕДСТВИЯ ПЕРЕХОДА В ЦЕЛЕВУЮ МОДЕЛЬ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ОТРАСЛИ ДЛЯ ЭКОНОМИКИ
руб./кВт*ч
ИПЦ
+ 12 п.п.
ИПЦ
+ 3 п.п.
14
10
8
8
+1
-
12,3
11,3
12
Влияние отдельных факторов на стоимость
электрической энергии
ИПЦ
+ 2 п.п.
8,8
%
%
-
2
0
2025
рост конечной цены на электроэнергию при
реализации мероприятий по соответствию
экологическим требованиям
Влияние стоимости
электрической энергии на ВВП
6,6
6
4
1
%
13
+
2030
2036
2042
%
трлн руб.
могут составить ежегодные потери ВВП при
недостаточном инвестировании в
электроэнергетическую отрасль
3
1. В ценах 2025 года
Поддержание энергомощностей
в эксплуатации
Инвестиции в строительство
генерирующих мощностей
Тариф на передачу
Сбыт э/э
4,0
Уровень 2010 года
-1,5
3,1
+3,5 п.п.
п.п.
3
3,6
3,0
ГОДА
2,5
-0,1 п.п.
прирост ВВП в результате инвестиций в
электроэнергетическую отрасль к 2040 году
(+4% к ВВП в ценах 2024 году)
1,4
4,9
Общий мультипликатор
1,146 руб. приходится на каждый рубль
вложенных инвестиций
в электроэнергетическую отрасль
Срок достижения
мультипликативного
эффекта
50% мультипликативного эффекта
достигается в первые 3 года
2
1
0
Расходы на топливо
5,7
5
4
МУЛЬТИПЛИКАТИВНЫЙ ЭФФЕКТ НА ЭКОНОМИКУ
Распределение мультипликативного эффекта
на отрасли экономики,% (всего – 100%)
Финансовые
6,0
6
снижение конечной цены на
электроэнергию при отказе от требований
по локализации оборудования
МЕРЫ ПОДДЕРЖКИ ДЛЯ ДОСТИЖЕНИЯ МИНИМАЛЬНО ВОЗМОЖНОЙ ЦЕНЫ
ИЗМЕНЕНИЕ ДОЛИ ЗАТРАТ НА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЮ В КОНЕЧНЫХ
РАСХОДАХ ПРОМЫШЛЕННОСТИ И НАСЕЛЕНИЯ В РОССИИ, %
ИЗМЕНЕНИЕ КОНЕЧНОЙ СТОИМОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В 2025-2042 ГГ.1
0,6
0,6
2010
2015
Промышленность
0 п.п.
0,5
2020
Население
0,5
2025
0,5
2030
0,5
2036
0,5
0,5
2042
15
ЛЕТ
Продолжительность
основного эффекта
95% мультипликативного эффекта
достигается на горизонте 15 лет
Строительные
работы
17,9
Управление
недвижимостью
Инвестиционный вычет
Увеличение типоразмера
блоков (эффект масштаба)
Льготное кредитование и
субсидирование процентной
ставки
Строительство электростанций
очередями
Налоговые льготы
Типовое блочное
строительство
Создание альтернативных
механизмов финансирования
проектов нового строительства
Смягчение требований по
локализации оборудования
(дружественные страны)
Отказ от субсидирования
других отраслей экономики
Строительство на
действующих площадках
10,0
Госуправление
7,4
Машиностроение
7,1
Оптовая торговля
6,3
Производство
нефтепродуктов
4,4
Услуги связи
4,3
Розничная торговля
3,7
Прочие виды
деятельности
Нефинансовые
38,8

14.

6
ЦЕЛЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ И РЕШЕНИЯ
ПРОЕКТ ПРОТОКОЛЬНЫХ РЕШЕНИЙ
ЦЕЛЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ И ТРЕБУЕМЫЕ РЕШЕНИЯ НА УРОВНЕ ПРАВИТЕЛЬСТВА РФ
ЦЕЛЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ К 2042 ГОДУ
ТРЕБУЕМЫЕ РЕШЕНИЯ НА УРОВНЕ ПРАВИТЕЛЬСТВА РФ
12,3 Стоимость электрической энергии
руб./кВтч
МИНИМАЛЬНАЯ СТОИМОСТЬ
Х
НАДЕЖНОСТЬ
%
90
дней
Х
ДОСТУПНОСТЬ
Потери электроэнергии
в электрических сетях
Длительность процедуры
технологического
присоединения
Х
часов
ХХ
Количество потребительских сервисов
%
Средняя продолжительность
прекращения передачи
электроэнергии (SAIDI)
Генерация
электроэнергии
Коэффициент использования
установленной мощности
Электросетевой
комплекс
1. Изменение механизмов торговли электрической энергией и мощностью на оптовом
рынке электрической энергии и мощности, порядка установления цен (тарифов);
2. Продление срока действия механизма отбора проектов модернизации тепловой
генерации после 2031 года;
3. Определение возможных источников и механизмов финансирования строительства
новых гидроэлектростанций, и обеспечение системного правового регулирования
создание водохранилищ;
4. Разработка механизма финансирования проектов по модернизации (строительству) и
реконструкции в территориально-изолированных системах
1. Продление до 2030 года программ повышения надежности электросетевого комплекса
с обеспечением соответствующего финансирования;
2. Изменению подходов к оплате услуг по передаче электрической энергии, стоимости
льготного технологического присоединения, порядка расчёта за услуги по передаче
электрической энергии исходя из мощности, заявляемой на этапе технологического
присоединения.
1. Сокращение количества территорий для которых устанавливаются особенности
функционирования оптового и розничных рынков;
Рынки
электроэнергии
2. Совершенствованию нормативно-правового регулирования майнинга цифровой
валюты в целях обеспечения высвобождения мощности в дефицитных регионах
3. Распределение объемов перекрестного субсидирования на все категории
потребителей.
1. Увеличение доступности механизмов проектного финансирования за счет
специального лимита для компаний отрасли в рамках Фабрики проектного
финансирования, а также снятие административных барьеров в целях облегчения
доступа заинтересованных инвесторов к участию в проектах;
Общие меры
регулирования
2. Учет в прогнозе в Прогнозе социально-экономического развития Российской
Федерации роста фактических расходов генерирующих компаний и сетевых
организаций;
3. Создание центра компетенций по развитию искусственного интеллекта, роботизации
и формированию отраслевого заказа;
4. Обеспечение соответствия штатной численности Минэнерго России объемам задач
по разработке и обеспечению реализации отраслевых планов развития.