Модернизация российской энергетики – ключевая задача энергетической политики Заместитель Министра энергетики РФ А.Н. Шишкин

Краткая характеристика энергетического комплекса России
Структура электрических мощностей России
Большинство городов и поселений питается электроэнергией от мощных электростанций через протяженные электрические сети и каскады понизительных подстанций. Крупные города частично получают электроэнергию от местных ТЭЦ. В средних и малых городах собственные источники электроэнергии, как правило, отсутствуют.
Теплоснабжение - в крупных городах осуществляют как от ТЭЦ, так и котельные. В средних и малых городах – только от котельных. Тепловые сети очень протяженны и крайне изношены.
Электроэнергетика России создана на базе крупных ТЭС, ГЭС и АЭС, имеющих большой радиус покрытия нагрузок;
Доля крупных электростанций ( 600 МВт и более) составляет 64% от всей установленной мощности (в т. ч. промышленных блок-станций);
ТЭЦ строились в крупных городах или на промышленных предприятиях;
Доля малой, распределенной генерации, включая ВИЭ, составляет 1,5%.
Несмотря на развитие ГЭС и АЭС, в России преобладает тепловая генерация на ископаемом топливе

Показатели эффективности энергетики
Удельные расходы топлива на действующих ТЭС на электроэнергию
Удельные расходы топлива на действующих ТЭС на тепловую энергию
Отпуск электроэнергии в сеть и потери электроэнергии в сетях
С 2005 года наблюдается рост удельных расходов топлива на ТЭС
Источники информации: база данных АПБЭ и ОРГРЭС
Причины резкого падения когенерации:
снижение промышленной тепловой нагрузки ТЭЦ;
вытеснение ТЭЦ котельными (пример - Москва);
рост использования электроэнергии на обогрев и охлаждение помещений
Выработка электроэнергии на ТЭЦ по теплофикационному циклу
Отпуск, млрд./кВтч
Потери, млрд./кВтч
Падение когенерации на действующих ТЭС России
1Гкал = 1 163 кВт/ч

Техническое состояние гидро и атомной энергетики России
Оборудование АЭС России*
АЭС в общей структуре мощностей России*
* Источник: база данных АПБЭ
Оборудование ГЭС России*
ГЭС в общей структуре мощностей России*
АЭС старше 40 лет - нет

Техническое состояние тепловой энергетики России
Технические параметры пара на ТЭС
В России:
давление до 25МПа;
температура до 545-550°С
В мире:
давление до 30-35МПа;
температура до 600-650°С
КПД ТЭС
В России:
в среднем 36,6%
В мире:
Япония 41,5%
Франция 39,5-40%
Германия 39-40%
Продолжается «котельнизация» России. Стремительно растет число мелких котельных
* Источник: база данных АПБЭ
** Источник: данные формы Росстат 1-ТЕП
Суммарная протяженность тепловых сетей - более 172 тыс. км
60% тепловых сетей нуждаются в модернизации и перекладке;
Потери в тепловых сетях 20-30% (в мире 6-8)%
Тепловые сети в городах России*
Оборудование ТЭС России*
ТЭС в общей структуре мощностей России*
Котельные в городах России**

Возраст турбинного оборудования ТЭС по генкомпаниям
Суммарная мощность турбинного оборудования ТЭС на 01.01.2010 г. составляет 182,6 ГВт, в том числе:
по ОГК — 78,4 ГВт или 43%
по ТГК — 104,2 ГВт или 57%
Турбин старше 50 лет – 8,7%,
Турбин от 30 до 50 лет – 50,7%
Суммарная мощность оборудования, введенного в эксплуатацию до 1949 г., составляет:
по ОГК всего 437 МВт или 0,6% от уст. мощности всех ОГК,
по ТГК — 1421 МВт или 2,5% от суммарной мощности всех ТГК;
Пик ввода мощностей – 1959—1988 гг. (75,5% всей установленной мощности ОГК и ТГК).
За последние 20 лет введено 16,2% мощности.
Доля турбин от 30 до 50 лет по мощности
Доля турбин старше 50 лет по мощности
Компании с устаревающими
турбинами
Компании с устаревшими турбинами

Параметры пара и возраст котельного оборудования ТЭС по генкомпаниям
Котлы по параметрам пара и возрасту
Доля энергетических котлов от 30 до 50 лет
Доля энергетических котлов старше 50 лет
Основное число котельного оборудования - на докритических и закритических параметрах пара – 71,5%
Число котлов на сверхкритических параметрах пара в общем количестве энергетических котлов - 8,1%
Число котлов параметрами пара ниже 40 атм. составляет - 20,5%
Компании с устаревшим котельным оборудованием
Компании с устаревающим котельным оборудованием

Техническое состояние распределительных электрических сетей
Из общего количества подстанций 6-10/0,4 кВ:
Подстанций (с установленной электрической мощностью трансформаторов около 423 млн.кВА):
напряжением 35-220 кВ – 17 тыс.;
напряжением 6-35/0,4 кВ – более 500 тыс.
Воздушных и кабельных линий 0,38-220 кВ
– 2,35 млн. км, в том числе:
15 % - находятся в неудовлетворительном состоянии
Более 40 % воздушных и масляных выключателей – отработали нормативные сроки
Около 50 % систем РЗиА – морально устарели
напряжением 0,38 кВ – 840 тыс. км;
напряжением 6-10 кВ – 1,1 млн. км;
напряжением 35 кВ – 180 тыс. км;
напряжением 110-220 кВ – 220 тыс. км
Общее количество подстанций и воздушных линий
Технический уровень оборудования сетей РСК – соответствует уровню 30-летней давности.
Отработали ресурс

Потенциал роста когенерации в России
Приоритет когенерации отмечен на уровне лидеров стран G8. На саммите в Хайлигендамме (июнь 2007) приняты рекомендации по расширению комбинированной генерации тепла и электроэнергии в национальных энергетиках
Прогноз роста доли когенерации в мире в объёме электрической генерации в перспективе до 2030 года*
* Источник: Доклад OECD/IEA, 2008
** Источник: база данных АПБЭ
В России доля электроэнергии, вырабатываемой на ТЭЦ в теплофикационном режиме, снизилась с 65% (1980) до 28,1% (2008)
Коэффициент использования топлива на ТЭС снизился с 62% (1992) до 52% (2008)**
Перевод теплоснабжения городов и поселений с котельных преимущественно на когенерацию может обеспечить прирост производства электроэнергии на величину до 500 млрд.кВтч за счет распределенных источников энергии

Потенциал сокращения потерь электроэнергии в сетях
Потери в сетях зависят от протяженности электрических сетей от источников до центров потребления, технического уровня электросетевого оборудования, структуры и топологии сетей, климатических и географических условий и др. факторов
Источники: данные АПБЭ, OFGEM, EIA и Leonardo Energy

Динамика относительных потерь электроэнергии в сетях России
Приведены данные о технологических потерях только в сетях отрасли «электроэнергетика» (ФСК+РСК) без учета муниципальных и ведомственных сетей, по которым достоверные данные отсутствуют.
Для дальнейшего сокращения потерь электроэнергии в сетях необходимо:
Модернизация оборудования электрических сетей, создание smart grids;
Значительные инвестиции в системы учета;
Сокращение плеч доставки электроэнергии в центры потребления;
Развитие и оптимизация распределительных сетей и распределенной генерации
Сети начали покупать объём фактических потерь на рынке
Выбраны резервы сокращения нетехнических потерь

Целевые индикаторы развития энергетики до 2020 года
Электроэнергетика
Теплоснабжение

Модернизация должна охватить все сектора электроэнергетики:
Генерация:
Модернизация ГЭС
Модернизация АЭС
Модернизация тепловой электроэнергетики
Электрические сети:
Модернизация и реконструкция сетевой инфраструктуры под новое расположение электростанций с преобладанием распределенной генерации, ускоренное развитие распределительных сетей
Внедрение интеллектуальных сетей Smart Grids в ЕНЭС и распределительных сетях
Системы централизованного теплоснабжения:
Замена котельных на когенерацию,
модернизация и реконструкция тепловых сетей
Модернизация электроэнергетики – единственный способ повышения ее энергоэффективности
Наиболее значимый сектор первоочередной модернизации – тепловая энергетика

Вводы энергоблоков на ГЭС :
Инновационное обновление отрасли:
Строительство 21 новой ГЭС установленной мощностью более 300 МВт.
Общая мощность новых вводов = 25,9 ГВт
Модернизация и развитие гидроэнергетики России в период до 2020 года
Внедрение эффективного гидротурбинного оборудования, отвечающего современным экологическим требованиям.
Разработка и внедрение накопителей электроэнергии большой мощности для выравнивания графиков нагрузок электростанций на основе ВИЭ.
Разработка и внедрение интеллектуальных диагностических систем для обеспечения надежности и безопасности гидротехнических сооружений и оборудования.
Разработка и внедрение новых технологий и материалов для строительства высоконапорных плотин.
Разработка новых технологических решений ГАЭС, включая подземные варианты компоновки их основных элементов.

Модернизация действующих энергоблоков АЭС :
Инновационное обновление отрасли:
Модернизация и развитие атомной энергетики в период до 2020 года
продление на 15-25 лет срок эксплуатации 15 энергоблоков суммарной мощностью 13,5 ГВт.
реализация программы увеличения выработки электроэнергии и повышения КИУМ увеличит располагаемую мощность АЭС на 4,5 ГВт
создание серийных атомных энергоблоков нового поколения:
типового проекта АЭС нового поколения - АЭС-2006;
проекта прототипа коммерческого энергоблока БН-П4
формирование новой технологической базы атомной энергетики на основе замкнутого топливного цикла с реакторными установками на быстрых нейтронах

Основные направления модернизации и развития тепловой энергетики
Перевод ТЭС, использующих газ, на современные технологии
2
Увеличение доли угольной генерации и перевод ее на чистые угольные технологии
3
Опережающее развитие типового проектирования, отечественного энергомашиностроения и НИОКР
4
Учет опыта эксплуатации действующих лучших отечественных парогенераторов в проектах новых энергоблоков
5
Всемерное развитие когенерации и модернизация систем централизованного теплоснабжения в населенных пунктах
1

Главное направление модернизации тепловой энергетики – развитие когенерации
Переход от раздельного производства электроэнергии, тепла и холода преимущественно к их когенерации и тригенерации:
повысить коэффициент полезного использования топлива до 85 %;
изменить потребности в топливе;
вовлечь в теплоэнергетику местные виды топлива;
улучшить экологию городов и поселений.
Необходимо возложить на Минэнерго функции координации развития как «большой», так и муниципальной энергетики
перевод котельных в режим когенерации обеспечит рост производства электроэнергии до 500 млрд. кВтч (типовое решение – замена котельных на ГТУ-ТЭЦ в сочетании с тепловыми насосами, перевод существующих котельных в пиковый режим);
модернизация систем централизованного теплоснабжения (СЦТ) и тепловых сетей;
в крупных городах где есть действующие ТЭЦ и котельные – устранить избытки тепловых мощностей, оптимизировать СЦТ.
Главный барьер:
ведомственная разобщенность крупной и муниципальной
!
Развитие когенерации и тригенерации в городах позволит:

Перевод газовых ТЭС на новые технологии
Эти демонстрационные проекты предусмотрены новой Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики на период до 2020 г.
В 2010-2015 необходимо реализовать демонстрационные (пилотные) проекты :
Разработка и освоение отечественных ГТУ мощностью 65-270-350 МВт и ПГУ на их основе с КПД 60%.
Срок освоения – 2015 год;
Разработка и освоение модульных одновальных ПГУ-ТЭЦ мощностью 40—100—170 МВт и удельной выработкой на тепловом потреблении 1200—1500 кВтч/Гкал с коэффициентом использования топлива 85-86%.
Срок освоения – 2015 год;
Разработка и освоение тепловых насосов и типовых технических решений по использованию возобновляемых источников низкопотенциального тепла с коэффициентом преобразования 4—5 в системах теплоснабжения;
Срок освоения – 2012-2014 гг.

Перевод угольных ТЭС на чистые угольные технологии
В 2010-2015 необходимо реализовать демонстрационные (пилотные) проекты :

Основные направления модернизации распределительных электрических сетей
создание ПС с дистанционным управлением и контролем без персонала
2
компактность, комплектность и высокая степень заводской готовности подстанционного оборудования
3
надежность ПС при работе в экстремальных климатических условиях при t° C до – 50°С
4
применение ТП нового поколения с элегазовыми КРУ и малогабаритными вакуумными выключателями
5
переход на более высокие классы напряжения (с 6-10 кВ на 20-35 кВ)
1

Ввод устройств гибких систем электропередачи (FACTS) в сетях ЕЭС/ЕНЭС
Устройства FACTS предназначены для управления потоками мощности, увеличения пропускной способности сетей, регулирования напряжения, компенсации реактивной мощности, демпфирования колебаний и обеспечения динамической устойчивости систем электропередачи
* Сроки требуют уточнения

Учитываются ли приоритеты модернизации в инвестпрограммах энергокомпаний?
На газе:
Ввод 66 парогазовых блоков на 54 ТЭС суммарной мощностью 19,0 ГВт, в том числе:
22 блока на 17 КЭС суммарной мощностью 9,0 ГВт;
44 блока на 37 ТЭЦ суммарной мощностью 10,0 ГВт. Из них:
23 современных ПГУ-400/420 суммарной мощностью 9,3 ГВт на 17 ТЭС, в т.ч. 6,8 ГВт – на КЭС и 2,5 ГВт – на ТЭЦ.
Проблема!
Отсутствие в отечественном энергомашиностроении современных экологически чистых угольных технологий.
В проектах ДПМ планируется использовать устаревшие технологии!
!
Проблема!
63% новых мощностей на газе планируется на базе иностранного оборудования
!
На твёрдом топливе:
Ввод 20 новых энергоблоков на 12 угольных ТЭС суммарной мощностью 3,8 ГВт и 10 турбин суммарной мощностью 623 МВт на 7 угольных ТЭЦ.
В договорах предоставления мощности (ДПМ) в период с 2010 по 2019 г.г. генерирующие компании планируют модернизацию действующих ТЭС и ввод новой мощности в объёме 24,1 ГВт.

Инвестиции на модернизацию и их доля в инвестпрограммах энергокомпаний
В 2010 г. планируется рост инвестиций на модернизацию основных фондов энергокомпаний в абсолютном выражении

Изменение подходов к формированию инвестпрограмм в энергетике
Использование исключительно новых технологий (особенно в части угольных вводов);
Масштабный вывод устаревшего оборудования на крупных ТЭС;
Строительство ТЭЦ взамен котельных в городах и поселениях (это относится к ТГК);
Строительство и реконструкция тепловых сетей (ТГК совместно с органами власти муниципальных образований)
Увеличение доли распределенной генерации изменит рынки топлива: будут активно вовлечены местные виды топлива – уголь, торф, отходы , а также ВИЭ.
Инвестпрограммы генкомпаний необходимо ориентировать на:
Проблема:
огромный дефицит и отставание в разработке проектов!
!

Использование площадок действующих ТЭС
Сохранение площадок действующих ТЭС и котельных и повышение эффективности их использования – один из приоритетов при модернизации тепловых генерирующих мощностей
На крупных КЭС съём мощности с 1 га составляет:
на Березовской ГРЭС – 47.3 МВт/га,
Пермской ГРЭС – 44.4 МВт/га.
В настоящее время площадки многих ТЭЦ используются не рационально
Съём мощности с площадок некоторых старых ТЭЦ в 5 раз ниже:
на Ижевской ТЭЦ -2 – 7.0 МВт/га,
Кировской ТЭЦ-5 – 9.0 МВт/га,
Костромской ТЭЦ-2 – 2.6 МВт/га,
Ново-Астраханской ТЭЦ – 6.3 МВт/га,
Хабаровской ТЭЦ-3 – 6.9 МВт/га.
Техническое перевооружение старых ТЭЦ на современные установки значительно увеличит съем мощности с площадки ТЭЦ.

Задачи энергетического машиностроения России
Располагаемый суммарный потенциал предприятий составляет 4 – 5 ГВт в год, что не обеспечивает потребности электроэнергетики в оборудовании для нового строительства и технического перевооружения действующих электростанций;
При этом производственные мощности предприятий энергомашиностроения недоиспользованы;
Выпускаемое оборудование требует повышения технического уровня по показателям энергоэффективности и надежности, соответствующим лучшим зарубежным образцам.
Потенциал отечественного энергомашиностроения
Задача!
В 2010-2015 гг. освоить новые технологии и производство необходимого оборудования, реализовать демонстрационные (пилотные) проекты
!

Планы развития предприятий энергетического машиностроения
ОАО «СИЛОВЫЕ МАШИНЫ»
приобрело у Siemens лицензию на производство на мощностях ОАО «ЛМЗ», продажу и сервисное обслуживание газовой турбины SGT5-4000F мощностью 285 МВт. Кпд такой ГТУ составляет 39,8%
к 2015 году планирует увеличить производственную мощность по комплектам «турбина-генератор» до 17 ГВт / год
предполагает организовать производство паровых турбин порядка 11 ГВт в год
ОАО «САТУРН-ГАЗОВЫЕ ТУРБИНЫ»
имеет в производственной линейке энергетические турбины мощностью от 25 МВт до 110 МВт.
ведёт разработки газовых турбин 12, 16, 25, 65, 140 и 160 МВт
ОАО «ЭМАЛЬЯНС»
декларирует возможность выпуска котельного оборудования до 5,5 ГВт в год, из которых 3 ГВт приходится на котлы для паросиловых энергоблоков, 2,5 ГВт – на котлы-утилизаторы для ПГУ
в 2008 году заключило лицензионное соглашение с NOOTER/ERIKSEN, INC., США о передаче технологии на производство котлов-утилизаторов для ПГУ, адаптированных под технические нормы РФ
в 2008 году заключило соглашение с крупнейшим китайским производителем энергооборудования Shanghai Electric Power Generation Group о совместном участии в тендерах на поставку энергетического оборудования для электростанций
сотрудничает с финским отделением американской компании Foster Wheeler по освоению производства котлов с циркулирующим кипящим слоем и их поставки для Новочеркасской ГРЭС
ЗАО «УРАЛЬСКИЙ ТУРБИННЫЙ ЗАВОД»
разработало паровые турбины практически для всех типоразмеров ПГУ (170, 180, 210, 230, 325, 400, 450)
планирует организовать выпуск 2,5 ГВт паровых и 0,5 ГВт газовых турбин в год
сотрудничает с компанией Mitsubishi Heavy Industries (MHI) и предполагает организовать производство газовых турбин большой мощности и паровых турбин по технологиям MHI.

Обеспечение опережающего развития НИОКР в электроэнергетике
Разработка отечественных энергоблоков с газификацией угольного топлива мощностью 200-250 МВт с использованием синтез-газа в паро-газовом цикле (ПГЦ ВЦГ); создание демонстрационного объекта
Исследование и разработка компоновочных решений по созданию энергоблоков с внутрицикловой газификацией твердого топлива на площадках действующих угольных ТЭС
Разработка и освоение серийного производства отечественных одновальных теплофикационных модульных ПГУ мощностью 40, 100, 170 МВт
Разработка и освоение серийного производства отечественных высокоэффективных газовых турбин мощностью 300-350 МВт («Силовые машины», «Салют»)
и др.
Введение для генерирующих компаний нормативных значений отчислений на цели НИОКР на уровне не ниже 3% от себестоимости выпускаемой продукции
Формирование координационного плана НИОКР суммирующего все планы НИОКР энергокомпаний электроэнергетики в соответствии с заданными Минэнерго РФ приоритетами развития
Некоторые важные направления НИОКР:

Стимулирование модернизации мощностей
Для формирования институциональных условий , способствующих повышению эффективности и модернизации тепловой энергетики, необходимы экономические и административные меры:
Повышение внутренней цены на газ до уровня расчетной цены netback (увеличение потребления газа в стране обеспечить не за счет роста неэффективного потребления газа, а за счет расширения газификации и глубокой переработки углеводородов)
Постепенное формирование оптимального соотношения цен газ/уголь (2/1), плюс развитие конкуренции и стандартизации на угольных рынках;
Последовательный рост платы за загрязнение окружающей среды для субъектов тепловой энергетики;
Принятие технических регламентов, предусматривающих запрет использования энергозатратных технологий, установление и контроль графиков замещения неэффективного оборудования;
Налоговое поощрение внедрения энергоэффективных технологий;
Бюджетное субсидирование процентов по кредитам для энергоэффективных проектов в электроэнергетике

Запуск долгосрочного рынка мощности (ДРМ)
Улучшение инвестиционного климата в электроэнергетике:
Предполагаемый эффект ДРМ в улучшении соотношения доли старой/новой мощности
внедрение долгосрочных ценовых параметров рынка мощности
внедрение новой системы договоров, повышающей уровень гарантий оплаты
повышение размера предельного уровня оплаты мощности для отобранных действующих мощностей
утверждение привлекательных расчетных значений возврата на вложенный капитал (WACC) на уровне 8,5 % и гарантированных уровней оплаты по ДПМ

Формирование технической политики для производителей и поставщиков угля
Стандартизация и обогащение углей - необходимое условие перехода к чистым угольным технологиям
Проблема!
Энергетика на чистых угольных технологиях должна базироваться на унификации и типизации угольных электростанций
!
Переход угольной промышленности на производство высококачественной угольной продукции на основе стандартизованного угольного топлива
Повышение глубины и объёмов переработки углей на основе использования эффективных технологий углеобогащения
Доведение качества угольной продукции по тепловому эквиваленту до уровня, сопоставимого с уровнем развитых угледобывающих стран

Федеральный Закон «О теплоснабжении»
возможность непосредственной продажи электроэнергии, произведенной на тепловом потреблении на розничном рынке потребителям, находящимся на территории субъекта Российской Федерации;
особые условия ценообразования для установок малой и возобновляемой энергетики на розничных рынках электрической и тепловой энергии;
принципы ценообразования на тепловую и электрическую энергию на установках когенерации с учетом рынка электроэнергии.
В проекте Федерального Закона «О теплоснабжении» во взаимосвязи с Законом Об электроэнергетике и Законом Об энергосбережении необходимо определить:

Федеральная политика по развитию эффективных систем энергоснабжения территорий
Разработать и ввести единую Методику и Порядок разработки показателей топливно-энергетических балансов территорий субъектов Российской Федерации, Порядок согласования скользящего прогноза их развития, в том числе электрических и тепловых нагрузок потребителей;
Разработать и ввести Методику оценки показателей эффективности топливно-энергетических балансов в т.ч. электроснабжения и теплоснабжения территорий субъектов Российской Федерации;
Поработать вопросы, связанные с порядком финансирования реконструкции и развития современных, эффективных систем транспорта и учета тепла
Поручить Минэнерго совместно с заинтересованными министерствами и ведомствами:

Меры налогового и экономического стимулирования развития когенерации
Субсидирование платы за присоединение к системам теплоснабжения
Административная ответственность субъектов тепловой энергетики за нарушение соглашений о повышении энергоэффективности.
Внесение изменений в Налоговый Кодекс
Смена налогополучателя налога на прибыль (возможно и НДС) с объёмов выручки от реализацию тепловой энергии на территории, оставляя все эти средства для целевого использования в распоряжении субъектов Российской Федерации;
Смена налогополучателя налога на прибыль (возможно и НДС) с объёмов выручки от реализации электрической энергии на территории, выработанной на базе когенерации, оставляя все эти средства для целевого использования в распоряжении субъектов Российской Федерации;
Налоговые льготы для источников когенерации;
Частичное освобождение от налога на прибыль доходов тепловых генераторов, полученных в результате снижения удельных расходов условного топлива относительно утвержденного для них норматива;

Стимулирование развития малой энергетики
Определение места и роли малой, распределенной энергетики в формировании эффективных систем регионального энергоснабжения в специальных нормативных актах
Финансовая, ценовая поддержка и налоговое стимулирование малой генерации и когенерации, в том числе на базе ВИЭ
Финансовая поддержка и налоговое стимулирование проектно-изыскательских работ и муниципальных заказов на разработку типовых технологических решений и проектов по малой энергетике
Финансовая поддержка и налоговое стимулирование предприятий энергетического машиностроения, на которых организуется производство эффективных малых энергетических установок и технологий возобновляемой энергетики
Уточнение схемы размещения генерирующих объектов электроэнергетики, использующих ВИЭ на территории Российской Федерации
Разработка системы мониторинга развития распределенной электроэнергетики, использующей ВИЭ

Потенциал возобновляемых источников энергии и местных видов топлива*
Экономический потенциал ВИЭ в России (за исключением потенциала энергии крупных рек) превышает 300 млн.т у.т./год, или 1/3 потребления первичных энергоресурсов в РФ
Технический потенциал ВИЭ – часть валового потенциала, преобразование которого в полезную энергию возможно при существующем уровне развития технологий, при соблюдении экологических требований
Экономический потенциал ВИЭ – часть технического потенциала, преобразование которого в полезную используемую энергию экономически целесообразно
* Расчет Российской инженерной академии, Российского союза научных и инженерных общественных организаций, Института энергетической стратегии

Кадровая политика в энергетике
Современной энергетике нужны компетенции, совмещающие инженерно-технические и управленческие знания. В международной практике давно ведется подготовка системных инженеров – специалистов по управлению созданием, эксплуатацией и развитием сложных технических систем. Крупнейшие технические ВУЗы мира имеют такие программы.
в рамках системы высшего образования необходимо сформировать магистерские обучающие программы и программы повышения квалификации, ориентированные на подготовку инженеров-энергетиков нового поколения - системных инженеров
в рамках системы технического регулирования в электроэнергетике необходимо осуществить локализацию международных стандартов и разработку отечественных стандартов, поддерживающих подходы и методы системной инженерии
в рамках некоммерческих партнерств и саморегулирующих организаций в электроэнергетике необходимо сформировать межкорпоративные центы компетенций, обеспечивающих исследование, внедрение и развитие практики управления техническими системами в электроэнергетике
Для решения масштабных задач модернизации энергетики России необходимо подготовить большое число новых квалифицированных специалистов:
В России подобных программ нет!