Wisenet HD+

/ / Российская гидроэнергетика: проблемы при преимуществах

Российская гидроэнергетика: проблемы при преимуществах

18 мая 2017, 19:39


Валентин Новоженин

Валентин Новоженин

Советник генерального директора по вопросам технической политики АО «Институт Гидропроект», к.т.н.

В сложившихся условиях электрогенерация в Российской Федерации осуществляется тремя типами электростанций – тепловыми, атомными и гидроэлектростанциями. В 2016 году при общей выработке электроэнергии в стране около 1062 млрд.кВт.ч.  на тепловых электростанциях выработано около 64% электроэнергии, атомных и гидростанциях по 18%. В различных регионах страны структура генерации электроэнергии существенно различна. В 2016 году на Европейской территории и Урале при общей генерации около 800 млрд.кВт.ч.  доля выработки на тепловых электростанциях 67%, атомных 25%, гидроэлектростанциях 8%, на Азиатской территории доля тепловых станций 52%, гидроэлектростанций 48%. Выработка электроэнергии на установках ВИЭ (включая малые ГЭС) незначительна, и в общегосударственных показателях измеряется сотыми долями процента.

Сложившаяся структура генерации признается теми, кто несет государственную ответственность за данный базовый фрагмент экономики страны, оптимальным, соответствующим ресурсному обеспечению генерации, особенностям экономического развития регионов, инвестиционной привлекательности, экономическим требованиям и др. Стратегия энергетического развития России на период до 2035 года практически сохраняет сложившуюся структуру производства электроэнергии с некоторым «опережающим развитием нетепловых электростанций», но только АЭС, а не ГЭС. При ожидаемом увеличении производства электроэнергии к 2035 году в 1,27 – 1,43 раза (с 1062 до 1352 – 1514 млрд.кВт.ч.) рост производства электроэнергии на АЭС ожидается в 1,4 – 1,8 раза, а на ГЭС – в 1,2 – 1,3 раза с увеличением производства на основе ВИЭ в десятки раз.

Поскольку электроэнергетика является базовой отраслью экономики, определяющей размещение, развитие, экономическую эффективность и стабильность всех других ее отраслей и социальной сферы, оценка сложившейся структуры электроэнергетики и особенно прогноз и выработка направлений ее развития и, следует особенно подчеркнуть, реализация выработанных направлений развития должны разрабатываться, том числе, на основании выявления и аргументированного анализа и оценки возможных рисков реализации намечаемых путей функционирования и развития отрасли. Трудно, например, согласиться с обоснованностью аргументации энергетической стратегии о возможности добычи нефти в 2035 году примерно равной добычи в настоящее время (с сохранением и даже наращиванием объема ее экспорта) понимая, что к этому периоду будут выработаны все разведанные и подтвержденные запасы нефти, а остальные «прогнозные, ожидаемые с низкой подверженностью», и без анализа себестоимости  их добычи. Создается впечатление, что к обоснованности топливного ресурса основных составляющих производства электроэнергии применен столь же «аргументированный» подход.

Топливный баланс современной тепловой электроэнергетики станы включает природный газ – 75% общего потребления топлива, и уголь – 24%. Объем годового потребления газа – около 200 млрд. м 3. По масштабу потребления это треть современной добычи газа в стране и равно объему его экспорта. Такого «рационального» использования этого долговременно стратегически важного для страны, но исчерпаемого ресурса не может позволить себе ни одна страна мира (может быть кроме Саудовской Аравии и Кувейта). Разведанные запасы газа в стране при современном объеме его добычи хватит примерно на 50 лет. Однако золотая «эра Саматлора» для нефти и газа уже закончена, наиболее продуктивные месторождения выработаны на 70-80% и сегодня мы предметно наблюдаем повышение сложности добычи, в том числе газа, и снижение его качества на новых месторождениях. А эти обстоятельства побуждают постоянную и возрастающую динамику повышения себестоимости разведки, добычи и транспорта топлива. К сожалению эти нарастающие во  времени проблемы во всех перспективных проработках не рассматриваются и не учитываются. Наконец, 20 и даже 50 лет нельзя считать достаточными для обеспечения стратегической ресурсной и экономической безопасности всей страны после того, и  это риски не только будущих поколений. Объективный и вполне обоснованный вывод – искать и реализовывать пути снижения объемов сжигания и продажи этого стратегически важного ресурса не только как топлива, но и основного сырья для всей нефтегазохимии – производства продукции, без которой невозможно представить современный образ жизни.

Всеми современными энергетическими стратегиями приоритет в развитии электроэнергетики отводиться развитию атомной энергетики. Существует даже государственная программа ее развития. Однако ресурсная обоснованность этой программы, по видимому, базируется на заявлениях отдельных «энергетиков» о размерах собственных запасов урановых руд и ориентацию на их импорт. При современной переработке урановой руды порядка 20 тыс. тонн, руды собственной добычи менее четверти. А при общих, доказанных запасах урановой руды в стране порядка 480 тыс. тонн и современном объеме использования ее хватит только на 25 лет. Не ожидает ли нас то, что уже начали испытывать французские энергетики-атомщики в странах центральной Африки в условиях интенсивного нарастания дефицита урановых руд в мире, что заставляет их пересмотреть глобальную ориентацию на атом. Очевидно также, что данные риски энергетической безопасности, совпадающие  по времени с газовыми, сопровождаются и серьезными экономическими рисками для всей экономики и нашей страны.

В настоящее время атомщиками широко рекламируется новый тип атомных реакторов с воспроизводством топлива – реакторы на быстрых нейтронах. При всей очевидности инновационности этой технологии и ее потребности, остаются неясными масштабы этого производства и какова же стоимость электроэнергии, вырабатываемой этими станциями, если для их функционирования необходимо топливо с обогащением на порядок выше, чем в «обычных» реакторах.

Наконец, еще одна и, к сожалению, не только экономическая данность атомной энергетики. Любой объект АЭС создается на период только одного поколения. А уже следующее поколение должно его полностью ликвидировать (за стоимость не меньше, чем на строительство), сохранив «на добрую память» о своих предшественниках массу радиационно-опасных материалов, подлежащих вечному хранению. При этом остается открытым вопрос за чей счет это делается?

Впрочем, Энергетической стратегией атомная генерация отнесена к виду «безтопливной»!?
Энергетика на возобновляемых ресурсах получила некоторое развитие. К генерации этого типа отнесены ветровая, солнечная, геотермальная и гидроэнергетика малых ГЭС. Большая гидроэнергетика из данного понятия исключена. Безусловно, это необходимое направление электроэнергетики, особенно для энергоизолированных территорий со сложной транспортной доступностью, для которых топливный эффект ВИЭ служит серьезным экономическим фактором. Однако в целом, государственными энергетическими стратегиями и фактическим состоянием дел на рассматриваемую перспективу намечается снижение темпов развития  большой гидроэнергетики, а в результате к 2035 полный объем выработки «безтопливной» электроэнергии снизится с нынешних 18% до 13-14%.

Нельзя не упомянуть и о солидарной ответственности России перед международным  сообществом за выбросы в атмосферу продуктов сжигания топлива, в том числе и на электростанциях, приводящим к негативным изменениям климата на планете. В данном процессе Россия не является мировым лидером, но является активным его участником. Суммарные выбросы в атмосферу углекислого газа на территории страны, ориентировочно определяются объемом 2,8 млрд.тонн, в том числе угольными ТЭС – 0,5 млрд. тонн, газовыми ТЭС – 1,5 млрд.тонн.

При введении в соответствии с «Парижским климатическим соглашением по предупреждению глобального повышения температуры» (ноябрь 2016 года), подписанным Россией, компенсационных ежегодных платежей за выбросы для России они могут исчисляться не одним миллиардом долларов. Правда, на территории России благодаря разнообразным природным условиям происходит естественный, значительный по объему восстановительный процесс по отношению к углекислому газу, однако будет ли это учтено для России остается вопросом.

Гидроэнергетика в настоящее время является третьей генерацией по объему вырабатываемой электроэнергии. В 2017 году суммарная выработка ГЭС составила 192,5 млрд.кВт.ч.,  или 18% общей выработки электроэнергии страны – это суммарный объем электроэнергии, вырабатываемый в настоящее время на возобновляемых энергоресурсах. 

Гидроэнергетические ресурсы речного стока страны определены в соответствии с международной классификацией на основании фактических результатов гидрологических наблюдений и проектных проработок и оцениваются следующими параметрами среднегодовой  выработки электроэнергии: теоритический гидропотенциал – 2395 млрд.кВт.ч, технический потенциал – 1670 млрд.кВт.ч, экономический потенциал – 852 млрд.кВт.ч. Экономический гидропотенциал включает суммарный объем действующих и возможных к строительству ГЭС, эффективность строительства которых превышает эффективность строительства тепловых электростанций. Однако распределение гидропотенциала на территории страны неравномерно. На Европейской территории экономический гидропотенциал оценен в 162 млрд.кВт.ч, на Азиатской – 690 млрд.кВт.ч., в том числе Сибири 396 и Дальнем Востоке – 294 млрд.кВт.ч.

Паспортная выработка всех действующих гидроэлектростанций страны (с мощностью выше 10МВт) в настоящее время составляет 200,8 млрд.кВт.ч., или 23,5% от экономического гидропотенциала. На территории Европейской части страны соответственно 60,5 млрд.кВт.ч. и 37,3%, Сибири – 117,5 млрд.кВт.ч. и 29,7%, Дальнем Востоке – 22,8 млрд.кВт.ч. и 7,7 %. Современное участие гидроэнергетики в покрытии электропотребления страны (2016 год) характеризуется следующими данными: Европейская часть – 8%, Сибирь – 49,5%, Дальний Восток – 55%.

Оценивая «достигнутый» уровень использования гидроэнергоресурсов, наиболее эффективного и стабильного, экологически чистого возобновляемого источника энергии в России – 23,5% в сопоставлении с показателями аналогичных по экономическому развитию стран, следует признать его крайне низким. В Европейских странах, в крупных странах Северной и Южной Америки, Китае, Японии и др. гидроэнергетический потенциал используется на 60-80% или полностью. И это характерно не только для стран с низкими запасами топливных ресурсов. Экономически их объединяет одно – развитая рыночная экономика при активном государственном управлении функционированием и развитием стратегически важных, фундаментальных фрагментов экономики.

Теперь, уже исторически, развитие гидроэнергетики Советского Союза и России можно разделить на три этапа. Первый этап интенсивного планового гидроэнергетического строительства,  начиная с Плана ГОЭЛРО и продолжая – пятилетние планы развития гидроэнергетики в 50-90 е годы прошлого века, на протяжении которых было построено 95% всего действующего гидропотенциала страны. Второй – последние 25-30 лет новейшей истории – период «мучительной» достройки объектов «советского периода» и нескольких новых объектов малой и средней мощности. И, наконец, современный период – практически полной приостановки гидроэнергетического строительства.

Каковы же перспективы дальнейшего развития гидроэнергетики – основного направления экономии исчерпаемых ресурсов в России? По нынешнему состоянию, так называемых факторов развития – никаких. Ничего нового не проектируется, не строится и не планируется. Можно ли назвать существующие в настоящее время многочисленные стратегии, схемы территориального планирования, различные генеральные схемы развития плановыми документами, если они не подкреплены и не сопровождаются необходимыми действиями и ответственностью за их выполнение. Все они, зачастую весьма противоречивые, отражают лишь мнение и ожидания их разработчиков, утверждаемые Правительством.

Характерный пример. В 2009 году Правительство утверждает «Энергетическую стратегию России до 2030 года», в которой в рассматриваемый период «ожидается» ввод новых ГЭС суммарной мощностью 38 млн.кВт. и АЭС – 28 млн.кВт. А через полгода, в 2010 году Правительство согласовывает «Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики» на тот-же период, в которой «предполагается» увеличение в этот период мощности ГЭС на 5,4 млн.кВт, а АЭС на 43 млн.кВт.?

В откорректированной «Энергетической стратегии до 2035 года» (2016 год) ожидается увеличение выработки электроэнергии ГЭС в этот период в 1,2-1,3 раза, а на АЭС в 1,4-1,8 раза без упоминания, в отличие от предшествующих подобных документов, конкретных перспективных объектов. Для гидроэнергетики увеличение выработки за 15 лет на 40-60 млрд.кВт.ч.  требует  строительства новых  ГЭС суммарной мощностью  8-12 млн.кВт. Для примера – суммарная выработка ГЭС Волжско-Камского каскада – 40 млрд.кВт.ч, Ангарского каскада ГЭС – 65 млрд.кВт.ч. Если это Государственная стратегия, а не декларация о намерениях или добрых ожиданий, она должна сопровождаться разработкой и реализацией конкретных контролируемых программ. Для строительства важных отраслей экономики это необходимость. И это сделано. В уточненной Схеме территориального планирования, утвержденной Правительством в августе 2016 года практически на тот-же период, что и у Стратегии, суммарная выработка новых ГЭС 16 млрд.кВт.ч., т.е. в два раза ниже минимально ожидаемой по Стратегии?  И самое важное – все виды работ по дальнейшему гидроэнергетическому строительству прекращены и ничего нового в рассматриваемой перспективе никто не собирается делать.

Достоверную экономическую оценку различных генераций в настоящее время провести достаточно затруднительно из-за отсутствия открытой экономической информации о стоимости их строительства и функционирования, особенно атомной энергетики. Однако оценочный диапазон удельных стоимостей установленной мощности различных энергообъектов с учетом региональных особенностей представляется следующим (в дол. США при курсе в 2013г.) ПТУ — 1000-1200 дол/кВт; ТЭС (угольные) — 1500-2200; АЭС — 5000-5500; ГЭС (с линиями электропередач) -2000-3500 дол/кВт. Себестоимость электроэнергии, вырабатываемой на различных станциях, оценивается в следующих диапазонах: ТЭС — 22-35 коп/кВт.ч и выше, АЭС — 40-50; ГЭС — 10-12 коп/кВт.ч. Несмотря на то, что тарифы на электроэнергию для потребителей превышают любую ее себестоимость на порядок и выше, этот показатель имеет большое значение для экономики электроэнергетики, и объектов, особенно для их периода эксплуатации после возврата инвестиций.

При экономической оценке различных генераций следует иметь ввиду еще одно обстоятельство. Если себестоимость электроэнергии ГЭС является окончательной на весь неограниченный период эксплуатации, то себестоимость электроэнергии ТЭС имеет постоянную тенденцию повышения из-за роста стоимости топлива, особенно газа, а также потенциальных экологических выплат. Обсуждать себестоимость электроэнергии АЭС, как и их энергоэкономическую эффективность, вообще беспредметно, поскольку неизвестна реальная стоимость топлива, затрат на выдержку и захоронение радиоактивных отходов, куда относятся средства на ликвидацию и последующее хранение остатков объектов АЭС после истечения сравнительно короткого срока их эксплуатации (30-35 лет). А эти затраты сопоставимы со стоимостью строительства данных объектов. Отсюда следует, что энергоэкономическая оценка различных генераций имеет предположительный характер и направление их развития является государственной прерогативой не только экономического фактора, но и энергетической безопасности страны. Но эта прерогатива должна носить характер не намерений и ожиданий, а реализуемых целей.

Одна из проблем гидроэнергетики, которая активно обсуждается общественностью, это экологические и социальные риски, возникающие при строительстве и эксплуатации ГЭС. В сравнении с другими, отнюдь не безгрешными, источниками электроэнергии и их топливными компонентами экологические последствия и влияния на окружающую среду ГЭС объективно следует признать незначительными. Социальные же последствия в реальных условиях России следует рассматривать как позитивное социальное переустройство населения, особенно в неосвоенных и слабо освоенных территориях, в которые смещается будущее гидростроительство, с переустройством образа жизни переселенцев и не только в условия жизни, отвечающие современным требованиям. Для новых объектов, которые должны быть включены в число перспективных в ближайшую и среднесрочную перспективу, объемы ущерба от их строительства существенно ниже, чем при строительстве действующих объектов. Можно привести следующие средние показатели. По удельным показателям по отношению к выработке электроэнергии ГЭС на построенных объектах в среднем затоплено 22,3 га/млн.кВт.ч. и переселено 4,2 чел/млн.кВт.ч. По перспективным объектам соответствующие удельные показатели не превышают – в  Европейской части 12 га/млн.кВт.ч. и 0,4 чел/млн.кВт.ч., в Сибири соответственно 10 га/млн.кВт.ч. и 0,3 чел/млн.кВт.ч., на Дальнем Востоке 9 га/млн.кВт.ч и 0,1 чел/млн.кВт.ч. Или такие конкретные сопоставления по переселению: Волжско-Камский каскад выработка электроэнергии 40 млрд.кВт.ч., переселено 660 тыс.человек; Эвенкийская ГЭС на реке Нижняя Тунгуска соответственно 50 млрд.кВт.ч. и 7 тыс.человек., Южно-Якутский гидроэнергетический комплекс выработка 24 млрд.кВт.ч, переселение 0,0 человек, а ГЭС Три Ущелья (Китай) выработка 80 млрд.кВт.ч, переселено 1,2 млн.человек. 

Из приведенных данных следует, что оценка объектов гидроэнергетики по их воздействию на  социальную, экологическую и экономическую сферы должна носить не обобщенный и, как в основном принято, популистский характер, а быть строго индивидуальной в сопоставлении с показателями, характерными для тепловой и атомной энергетики, с учетом их накопительного во времени воздействия.

Еще один «отрицательный фактор» гидроэнергетики – длительная продолжительность строительства. Здесь следует технологически необходимую продолжительность строительства отличать от фактической для некоторых ГЭС. Для крупных ГЭС примером в отечественной практике строительства в технологически необходимые сроки могут служить строительство Жигулевской (Куйбышевской) и Братской ГЭС, которые начали выдавать электроэнергию на 6-м году строительства. 5-6 лет наиболее характерная продолжительность строительства подобных объектов в мировой практике. Продолжительность строительства объектов средней мощности 4-5 лет. Но можно строить и дольше – Богучанская ГЭС строилась 30 лет, Усть-Среднеканская скоро 30 лет, а Зарамагский гидроузел строится уже 40 лет. И этот показатель определяется только в финансовой сфере – отношение инвестора к эффективности своих вложений.

Решая стратегические энергетические проблемы страны и регионов с долгосрочными базовыми приоритетами – рациональное использование природных исчерпаемых энергетических ресурсов, повышение энергоэффективности экономики, уменьшения негативного воздействия ГЭК на окружающую среду, обеспечения экономической и энергетической безопасности, организации межрегиональных энергетических связей как интегрирующего фактора и способа выравнивания природных и хозяйственных диспропорций, развития и диверсификации долгосрочного и эффективного энергетического экспорта следует признать, что гидроэнергетика с использованием стабильных возобновляемых ресурсов в наибольшей степени соответствует перечисленным интересам, во всяком случае, в течение среднесрочной перспективе. Это не значит, что она способна заменить все другие генерации, но ее развитию должны быть даны государственные приоритеты в стратегических оценках и практических действиях.

Собственная и международная практика гидроэнергостроительства показала и большой его мультипликативный эффект, при котором удовлетворение энергетических потребностей дешевой электроэнергией с созданием пионерной строительной, транспортной и социальной инфраструктуры содействует комплексному индустриальному и социальному развитию регионов, освоению новых территорий, созданию крупных энергоемких промышленных комплексов, повышению уровня заселения и оседлости населения. Эти особенности гидроэнергетического строительства вновь становиться актуальными для реального, а не декларативного, комплексного и стабильного развития, особенно регионов Сибири и Дальнего Востока.

Исходя из сложившейся ситуации в энергетической отрасли страны, состояния и перспектив социально-экономического развития отдельных регионов стратегически и экономически обоснованной  представляется следующая принципиальная схема дальнейшего развития гидроэнергетики в перспективе 30-40 лет.

На Европейской территории, энергодефицитном регионе страны, по уровню собственного обеспечения энергетическими ресурсами практически не отличающейся от Западноевропейских стран, дальнейшее, но более эффективное использование имеющихся гидроэнергоресурсов во всех северокавказских субъектах Федерации, что уже в ближайшие годы может дать прирост выработки электроэнергии в этом энергодефицитном регионе до 5 млрд.кВт.ч. Следует вернуться к предметному изучению эффективности использования гидроэнергоресурсов в бассейнах рек Северная Двина, Печера, Вятка и др. По имеющимся данным уже на первом этапе их освоения, здесь может быть получено до 20 млрд.кВт.ч. электроэнергии, что является фундаментальным стимулом экономического развития этого европейского региона страны, развития прежде всего комплексной лесопереработки и горнорудной промышленности.

При оценке энергообеспеченности Европейской территории страны следует иметь в виду, что в настоящее время около 80% ее энергопотребления обеспечивается импортом энергоресурсов из Сибири, для чего интенсивно используются железнодорожный и трубопроводный транспорт. А «электронного» транспорта, активно используемого в аналогичных странах, практически нет. И нет его очевидно по двум причинам. Первая – передавать в настоящее время нечего, Сибирь сама электродефицитна, в 2015 году, в том числе через Казахстан, в Сибирь было передано 2,3 млрд.кВт.ч. электроэнергии. Вторая – отсутствует «государственный монополист», в противовес первым двум видам транспорта, заинтересованный в развитии электроэнергетики в Сибири с учетом состояния с энергоресурсами в Европейской части и замыкании – завершении,  таким образом, так называемой Единой энергетической системы страны (ЕЭС). А это послужило бы стимулом дальнейшего развития здесь гидроэнергетики и угольной энергетики в том числе для экспорта в Европейскую часть страны чистой энергии. 

На Азиатской территории, в зоне максимального объема неиспользованных гидроэнергоресурсов приоритетное их использование с опережающим покрытием ожидаемого роста электропотребления, прежде всего в районах расположения энергоемких производств и, что не менее важно, создание экспортного потенциала электроэнергии, как для  Европейской части страны, так и для соседних стран, испытывающих дефицит энергоресурсов. Следует завершить строительство Ангарского каскада ГЭС с дополнительной энергоотдачей около 12 млрд.кВт.ч. и приступить к освоению гидроэнергоресурсов Верхнего Енисея. Где уже первые объекты средней мощности могут дать энергоотдачу до 15 млрд.кВт.ч.

Основным, первоочередным объектом в  Восточной Сибири должна быть Эвенкийская ГЭС на  реке Нижняя Тунгуска. Выработка электроэнергии этой ГЭС 50 млрд.кВт.ч. в год при мощности 10-12 млн.кВт. Эта жемчужина отечественной гидроэнергетики и ее водохранилище расположены практически в безлюдном районе страны, а, следовательно, с минимальным ущербом для экономики, социальной сферы и окружающей среды. По объему выработки электроэнергии она равноценна АЭС суммарной мощности 7 млн.кВт. (Курская и Смоленская АЭС вместе взятые), или ТЭС мощностью 9 млн.кВт., больше выработки всего Волжско-Камского каскада ГЭС, позволит высвободить 13 млрд.м3 газа(объем подачи газа первой очереди газопровода Южный поток). Передача электроэнергии этой ГЭС в Европейскую часть страны должна осуществляться по ЛЭП большой пропускной способности. Стоимость строительства ГЭС и ЛЭП существенно ниже равнозначных АЭС на Европейской территории.

Принимая во внимание топливный, экологический, экономический, а также психологический эффекты, следовало бы придать строительству Эвенкийской ГЭС статус задачи Государственной важности ближайшей перспективы.

Развитие гидроэнергетики в Забайкалье и Дальневосточном регионе обусловлено строительством горнодобывающих и обогатительных предприятий, созданием других энергоемких производств, развитием экспорта электроэнергии, наконец, снижением ущерба от часто повторяющихся наводнений.

Очевидно, что создание новых гидроэнергетических объектов здесь должно быть согласовано с развитием зон энергопотребления, создавая опережающую энергетическую, и в значительной мере иную инфраструктурную базу развития. Обоснованные первоочередные гидроэнергоресурсы здесь имеются в каждом административном регионе. В Бурятии каскад ГЭС на реке Витим с энергоотдачей около 8 млрд.кВт.ч., Южная Якутия – комплекс ГЭС на притоках реки Алдан с энергоотдачей до 25 млрд.кВт.ч., Чукотском автономном округе, других регионах фактически по потребности для их экономического развития. Пора наконец, решить часто повторяющуюся проблему паводков в бассейне реки Амур путем строительства гидроузлов комплексного назначения на его левобережных притоках, а не «отмены» паводков на длительный период. Однако все это может быть сделано в интересах Государства и более эффективным способом только при активном и целенаправленном Государственном управлении, в том числе и обеспечение надежного энергообеспечения так называемых изолированных зон в условиях абсолютного бездорожья.

Изложенные выше анализ и оценка складывающихся осложнений и рисков дальнейшего функционирования и развития комплексной электроэнергетической отрасли страны дают основание сделать вывод о существенном несоответствии стратегическим и экономическим целям Государства фактическая приостановка дальнейшего использования гидроэнергетических ресурсов страны.

Следует также отметить, что изложенная оценка складывающихся рисков в электроэнергетике, в том числе ресурсных, совпадает с направленностью Указа Президента Российской Федерации от 13.05.2017  «О стратегии экономической безопасности Российской Федерации на период до 2030 года», как и ответственности за их предупреждение – Правительство РФ, включая государственные компании и общества с государственным участием.

Для дальнейшего эффективного, целенаправленного развития гидроэнергетики считаем необходимым разработку Государственной программы гидроэнергетического строительства на среднесрочный период, скоординированной, особенно для регионов Сибири и Дальнего Востока, с Государственной же программой развития этих регионов. Эта программа должна содержать конкретные меры государственной поддержки и контроля исполнения.

 

Комментарии (0)

    Контакты

    Адрес: 121471, г. Москва, Фрунзенская набережная, д. 50, пом. IIIа, комн.1

    Тел./ф.: +7 (495) 539–30–15, +7 (495) 539–30–20

    Время работы: 9:00–18:00, понедельник — пятница

    E-mail: info@ru-bezh.ru

    E-mail: help@ru-bezh.ru - по техническим вопросам

    Для рекламодателей

    E-mail: reklama@ru-bezh.ru

    тел.: +7 (495) 539–30–20 (доб. 105)

    Выделите опечатку и нажмите Ctrl + Enter, чтобы отправить сообщение об ошибке.