Энергопсихоз усиливается, понимание гаснет

О заявленном строительстве угольных ТЭС в Забайкальском крае министр энергетики Сергей Цивилев сообщил в конце лета 2024 года. Объяснения, почему именно угольные мощности будут строиться, да и вообще какие-то подробности не высказывались. На фоне прошлых заявлений в прессе чиновников и экспертов по поводу сворачивания угольной генерации в России и вероятном снижении роли угля в энергетике к 2050 году такой факт кажется интересным. Поэтому предлагаю рассмотреть ситуацию с вводом новых ТЭС в плане изучения государственной логики, дабы проследить перспективы будущей Энергостратегии, которая активно обсуждается.

За то, какие электростанции построить на юге Сибири, оказывается, развернулась нешуточная борьба. Год назад в СиПр ОЭС России было заложено строительство в Забайкальском крае в 2024-28 гг. солнечных станций, СЭС, в объеме 1060,7 МВт. Весной 2024 года СМИ писали, что «Росатом» предлагал поставить там малые АЭС [1]. Тогда же губернатор Забайкальского края Александр Осипов рассказал, что планируется конкурс на строительство от 450 до 650 мегаватт дополнительных электрических мощностей тепловых станций [2]. После того как министр энергетики Сергей Цивилев анонсировал в конце лета 2024 года строительство угольной генерации, стало ясно, что победил уголь. Но четкого объяснения, почему именно угольные ТЭЦ будут строить, а также обоснования заявленных мощностей не последовало.

В Юго-Восточной Сибири (Бурятия и Забайкальский край) крупнейшим потребителем является железная дорога. В пик нагрузки в зимние морозы на железную дорогу приходится 547 мегаватт, или 40% мощности потребления Забайкальского края, летом – больше половины. Сейчас АО «РЖД» реализует очень масштабный проект расширения провозной способности Транссиба и БАМа для увеличения экспорта угля Кузбасса в дальневосточные порты. Кроме этого, там строятся рудники с энергоемким оборудованием.

Сейчас мощность электростанций в Забайкальском крае составляет 1594 мегаватт угольных ГРЭС и ТЭЦ и 100 мегаватт солнечных электростанций. В пик потребления морозным днем генерируемая мощность на 226 МВт, или на 15% больше потребляемой. «Этого недостаточно: в случае остановки одного энергоблока Харанорской ГРЭС возникнет дефицит. А до 2030 года может добавиться еще 500 мегаватт потребителей. Поэтому нужно построить как минимум 650 мегаватт новых электростанций», – считает Игорь Шкрадюк, координатор программы экологизации промышленной деятельности Центра защиты дикой природы, автор прогнозов технологий электроэнергетики до 2050 года. Как мы уже упомянули, год назад в СиПр ОЭС России было заложено строительство в Забайкальском крае СЭС в объеме 1060,7 МВт в 2024-28 гг. Однако солнечная генерация не была бы панацеей. «Пики потребления в крае приходятся на 12-15 часов по местному времени, как правило, в ясную зимнюю погоду. Но в случае пасмурной погоды или пыльной бури, когда пыль закроет солнечные панели, возникнет дефицит. Необходимо больше круглосуточной генерации», – объясняет Шкрадюк. Поэтому и была задача добавить мощности через какую-то генерацию. Но какую?

Энергосеть – сложная и ответственная система, в которой нельзя произвольно добавить электростанцию. Прежде чем строить, нужно спрогнозировать нагрузку на годы вперед и рассчитать, в каких режимах будет работать энергосистема. Если построить мало – потребители будут страдать от отключений. Построить много – затраты увеличат тариф, что скажется на экономике предприятий и/или уровне жизни.

Есть два уровня плановых документов в электроэнергетике – «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики» (Генсхема) на срок до 20 лет и «Схема и программа развития электроэнергетических систем России» (сокращенно Схема и программа, или СиПр) на 6-7 лет. «Генсхема – это перспективный план, исходящий обычно из прогноза быстрого роста электропотребления в стране и закладывающий будущие электростанции с запасом. Предыдущая Генсхема до 2035 г. была принята в 2017 году. «Схема и программа» (СиПр) – намного более ответственный документ. Она включает перечень крупных потребителей, результаты расчетов режимов работы электросети и обновляется ежегодно. Если реализация инвестиционных проектов задерживается, то и графики строительства электростанций и ЛЭП ежегодно сдвигаются вправо. И как раз недавно в стране прошли общественные обсуждения проектов обоих документов: Общественное обсуждение Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2042 года 18 августа-18 сентября 2024 года [3] и Общественное обсуждение СиПр ЭЭС России на 2025-2030 годы с 1 по 30 сентября 2024 года [4]. И эти документы оказались несогласованными», – анализирует Игорь Шкрадюк.

Проект Генсхемы приводит и четыре новые солнечные электростанции в Забайкальском крае общей мощностью 664 мегаватта (указаны только СЭС мощностью более 100 мегаватт каждая) и две новые ТЭС на угле в юго-восточной части Сибири – 700 МВт с вводом в 2028 г. и 1465 МВт с вводом в 2030 г. Эта угольная мощность явно избыточна, считает эксперт.

Проект СиПр предусматривает строительство двух дополнительных блоков действующей Харанорской ГРЭС в Забайкальском крае (владелец АО «Интер РАО») общей мощностью 460 мегаватт с вводом в 2029 году и строительство в 2024-2028 годах дюжины солнечных электростанций (1008,7 МВт). Эта мощность представляется достаточной на ближайшие 10 лет. В Бурятии проект СиПр предусматривает строительство ТЭЦ-2 в УланУдэ мощностью 155 МВт и 162 мегаватта СЭС.

Кроме того, энергетики планируют соединить энергосистемы Сибири и Дальнего Востока (сейчас они работают с разной частотой) и построить линию передачи постоянного тока длиной почти полторы тысячи километров, по которой собираются передавать в Забайкалье полторы тысячи мегаватт от Красноярской и СаяноШушенской ГЭС и угольных ГРЭС Кузбасса. Эти меры позволят надолго ликвидировать дефицит в Юго-Восточной части Сибири.

Допустим, что как-то дебет с кредитом сойдутся, в смысле объем производства энергии и объем потребления будут плюс-минус совпадать. Но вот вопрос – почему такой странный гибрид генерации: СЭС и угольных мощностей? Просто, можно сказать, это что-то парадоксальное, этакий Франкенштейн от энергетики.

Порассуждаем: допустим, атом исключили из-за сейсмики, сетевой газ тянуть дорого (кстати, есть вариант с разработкой местных месторождений на юге Красноярского края (см. «Газификация Минусинска за счет местных ресурсов геологически и экономически обоснована», НГВ№12 за 2024 год), но он пока в пролете) и вроде как уголь поставлять дешевле (см. интервью с Дмитрием Исламовым, заместителем председателя комитета по энергетике Госдумы, в НГВ№11 за 2024 год), тем более добыча производится локально. СЭС – не дешевое удовольствие, но в целом «строительство мегаватта СЭС вчетверо дешевле, чем угольных ГРЭС. Разница не покрывается даже разницей КИУМ», – считает Шкрадюк. В дополнение к СЭС нужна маневренная генерация, а угольные станции не отличаются маневренностью. В чем тут дело? Почему выбрано такое решение? Чтобы пристроить уголь (показательный жест в кризисное для отрасли время)? И заполировать все ВИЭ? Чтобы как-то встраиваться в процесс трансграничных квот? А будет ли функционировать процесс таким образом, как был задуман несколько лет назад? Не факт. Ряд стран, в силу новой геополитики, пересматривают свои стратегии и в отношении источников энергии, и в отношении будущей локализации производства. Взять США, которые, судя по всему, скоро разместят производство на территории страны, вернут индустрию полного цикла, в том числе и из-за возрастающей роли Китая и ему в противовес.

Что касается угля, то угольные мощности гипотетически сами по себе кажутся многим экспертам разумной идеей. «Экологично и чисто вполне можно сделать и с угольными ТЭС, особенно если на суперкритике и с правильными фильтрами. Единственно что – СО₂ будет больше, чем от газа, примерно в полтора раза на калорию при одинаковом КПД. Но это может быть существенно только для промышленности и только в ЕС, с его СВАМом. Но, по-моему, это сейчас уже не столь существенно, как три года назад», – считает Игорь Родичкин, эксперт Национальной Ассоциации СПГ. Если делать на современном уровне, то вопросов, как говорится, нет. Но есть очень существенный нюанс.

«Можно сделать все по уму, но это дорого, потому что надо ставить специальные фильтры. Это очень энергозатратная история, – объясняет компетентный источник, пожелавший остаться инкогнито, – как только начинают биться за экономику, вдруг оказывается, что на работу так называемых сухих фильтров надо очень много энергии, и их просто банально начинают выключать. На самом деле, у нас в Центральной России, и не только в Центральной, эти фильтры были на электростанциях и до сих пор есть, но в большинстве случаев просто не эксплуатируются, так как это дорого. Ну пока не прибегут экологи и не предъявят всем».

Как говорится, никто и не сомневался. В итоге мы имеем много вопросов к планировщикам энергогенерации даже в одном взятом регионе. А вы точно просчитали все плюсы и минусы и нашли оптимальное решение? Не уверены.

А теперь сравним СиПр за 2024-2029 и СиПр за 2025- 2030 годы. Доработанный проект резко изменил приоритеты. Объем вводов в эксплуатацию генерирующего оборудования электростанций в период 2025–2030 годов составит:

• атомные электростанции – 3850,0 МВт (в предшествующем проекте СиПр было 2,7 ГВт);
• тепловые электростанции – 7876,2 МВт (5354,2 МВт на газе, 2095,0 МВт на угле и 427,0 МВт на прочих видах топлива (твердые бытовые отходы, черный щелок), из них 2273,0 МВт на конденсационных электростанциях и 5603,2 МВт на теплоэлектроцентралях (было 3,340 ГВТ);
• гидравлические и гидроаккумулирующие электростанции – 1091,4 МВт (было 1,38 ГВт);
• ВИЭ-электростанции – 4523,8 МВт (было 4,445 ГВТ).

Общий объем вводов в эксплуатацию генерирующего оборудования до 2030 года составит 17341,4 МВт.

Получается, атом вырос примерно на 1 ГВт, гидроэнергетика немного потеряла, ТЭС выросли аж вдвое. СЭС, ВЭС остались на прежнем уровне, но держат первенство среди других энергоносителей. О чем это говорит? Что, скорее всего, делается реверанс в сторону газа и угля и немного в сторону атома, а то мало ли что, ктото обидится, ну а зеленая повестка остается на всякий случай без изменений. В этом видится лоббирование определенных интересов, но не стратегическое видение перспективы.

Но если бы все было так просто. Нет. Есть же ведь еще доработанный проект Генсхемы размещения объектов электроэнергетики. А там, что интересно, установленная мощность российских угольных электростанций, включая территориально изолированные энергосистемы, сократится на 1,7 гигаватта (ГВт) в период с 2023 по 2042 гг. (до 35,9 ГВт). «Это сокращение было бы еще более серьезным, если бы на стадии обсуждения из документа не был бы исключен проект Красноярской АЭС, в том числе из-за рисков для спроса на уголь на внутреннем рынке», – комментирует Кирилл Родионов, эксперт по энергетике. Какие-то разнонаправленные векторы в документах. Или просто регулятор решил, что ок, до 30-го года – будем уголь наращивать, а потом будем сокращать. Тоже вариант. «Скорее всего, установленная мощность угольных ТЭС будет снижаться еще сильнее. Будет сказываться лоббистское давление «Росатома», у которого есть амбициозные планы по вводу новых реакторов за Уралом, а также заинтересованность «Газпрома» в компенсации выпадающих объемов поставок на европейском рынке. Не стоит забывать, что серьезные риски для поставок российского газа есть в Турции – как из-за строительства АЭС «Аккую», четыре энергоблока которой будут обеспечивать 10% потребностей страны в электроэнергии, так и освоения месторождения Сакарья, добыча на котором к концу 2020-х сравняется с объемом поставок одной из двух ниток «Турецкого потока», по которой осуществляются поставки газа в Турцию», – считает Родионов.

Допустим, что это все-таки так и регулятор действительно имеет планы по сокращению генерации на угле, но не в ущерб угольной отрасли, так как есть планы по наращиванию экспорта угля, доведении доли российского угля на мировом до 30% к 2050 году, при этом ставка делается на уголь металлургический (о чем уже было отмечено в интервью с Дмитрием Исламовым). Это отдельный вопрос. Но там же, в этом интервью, Исламов говорит о том, что доля угля в отечественной генерации должна быть 15% и это – база. Такой вариант обсуждается в комитете по энергетике Госдумы для внесения в новую Энергостратегию 2050, т.е. планируется нарастить эту долю с 13 до 15%.

Интересный нюанс есть и по поводу ВИЭ. В новой СиПр до 2030 года мощности по ВИЭ должны достигнуть 4523,8 МВт, наибольший показатель из всех энергоресурсов. Но согласно текущему варианту Генсхемы до 2042 года, на ВИЭ придется только 3,3% национальной выработки электроэнергии. И это совпадает с пресловутыми сценариями РЭА Минэнерго относительно энергоперехода, где ВИЭ в РФ к 2050 году не достигают и 10% энергокорзины. Получается, что сейчас ВИЭ растет до 2030 года за счет низкой базы, а потом – постольку-поскольку. И мы, конечно, можем говорить, что нам это не надо, так как мы сильны в других компетенциях и у нас мощные ресурсы углеводородов, воды и самый лучший атом, но насколько это правильно в отношении технологического суверенитета?

В середине декабря этого года Энергостратегия до 2050 года будет обсуждаться в Госдуме, возможно, тогда будет ясен и прогнозный энергобаланс с точки зрения логики регулятора. Посмотрим, какой энергобаланс заложат в стратегический документ государственные планировщики (до сих пор их замыслы сильно отличаются от реальности). Скорее всего, там будет что-то пафосное, судя по заявлениям чиновников, будет заложен рост ряда энергоносителей в энергокорзине (по крайней мере газ и атом должны вырасти, исходя из корпоративных заявлений топ-менеджеров профильных компаний). Но вырастут ли они на самом деле – вот тот вопрос, который сегодня должен обозначить потенциал намерений экономики России. А где и в чем развитие? (Не в майнинге же, в самом деле!) Где и зачем будут строиться заводы, города, прокладываться трассы, улучшаться качество жизни населения? Четкого фиксирования этого на уровне государства нет. Поэтому Энергостратегия – это даже не мантра. Мантра – это когда хотя бы веришь в то, что заклинаешь. А тут – нет.

Исходя из текущей сводки событий, ожидается не увеличение долей энергоносителей в энергокорзине, а уменьшение. Уважаемый читатель может спросить: как же так? Почему уменьшение, если в проекте Энергостратегии сплошная модернизация, инновации, наращивание да и энергоэффективность, просто елей небесных сфер... А давайте посмотрим правде в глаза. А она – в размере ключевой ставки, в уже утвержденном повышении тарифов на электроэнергию, в налоговой политике, в скромных возможностях машиностроения, в целом в промышленном потенциале, который сегодня как бы стагнирует (если тут нужны примеры, ну давайте возьмем тот же «Русал» с сокращением производства. Жилищное строительство еще не обанкротилось? Судостроение как поживает? А что там с отечественной авиацией и освоением космоса? А добыча растет?).

Вот взять, к примеру, газ. Если будет стремительно развиваться газовая генерация (в том числе и потому, что «Газпром» теряет на экспортном рынке), как нам сообщают государственные люди, и займет максимальную долю в энергокорзине, тут есть, о чем порассуждать. Главный вопрос – с газовыми турбинами.

«С газовыми турбинами у нас пока не айс. Не то чтобы мы совсем не в состоянии их строить, мы не в состоянии строить такие, которые были бы достаточно надежными. Газовые турбины – это маневровый вид мощности. Это установки, которые быстро должны запускаться, компенсировать дефицит, а потом останавливаться. У нас они так не работают. Здесь они работают, как правило, как базовые источники мощности. Плюс сейчас отдельная проблема связана с тем, что вроде как на бумаге есть мощность, а на самом деле это – турбины западных производителей, которые сейчас даже толком нельзя капитально отремонтировать. То есть они есть, но в общем-то сказать, что мы их можем, например, включить и на них «молотить», такого нет. Мы на них можем работать, например, год-два, а после этого их надо в капремонт, останавливать, а капремонт мы не можем сделать. Это отдельная проблема, которая вообще появилась вот с 2022-го года по большому счету. Сначала «Сименс» отвалился, потом General Electric (GE)», – комментирует наш компетентный анонимный источник.

С локализацией сегодня – проблемы, в том числе и с китайцами. Они совершенно не заинтересованы размещать производство, и тем более с лицензированными технологиями, на российской территории (вспомним недавний финт ушами в автопроме, да и в нефтехимии есть что обсудить). Наше же машиностроение массово умеет делать вещи из прошлого века, либо пытается копировать те же машины от «Сименс». Кстати, «Силовые машины» буквально недавно сорвали сроки поставок 21 паровой турбины. В числе пострадавших – Новочеркасская ГРЭС, модернизация которой будет отложена более чем на два года. Из-за отсутствия трех турбин на 100 МВт будет сложнее преодолеть дефицит в ОЭС Юга (ситуацию на Юге даже не хочется комментировать литературным языком). По словам директора департамента Минпромторга Михаила Кузнецова, проблема должна быть решена в течение трех лет. Получается, что это текущие проблемы сдвигаются вправо на три года, а что говорить о масштабных далеко идущих планах стратегов? Кстати, это не первая новость о сдвиге сроков, вперед вправо – уже что только не передвинулось (Минпромторг, огласите весь список, пожалуйста).

Поэтому зная, что производство испытывает трудности с технологиями и компетенциями, беря во внимание «сказочные» условия для развития бизнеса (размер ключевой ставки, безопасность, санкции, трудности с международными платежами, налоги) и вряд ли положительное число желающих инвестировать, можно предположить, что дальнейшие перспективы развития промышленности довольно сдержанные, а в таком случае развитие энергомощности вряд ли будет интенсивным, а размер генерирующих мощностей вряд ли будет аналогичным масштабам объектов советского времени.

С точки зрения осознания происходящих событий и конъюнктуры рынка итоговый энергобаланс страны к 2050 году может выглядеть приблизительно так: ВИЭ – менее 10%, гидро (сейчас 20%) – есть вероятность снижения до 15% или даже ниже, уголь – около 15%, газ – около 30-35%, хотя есть более амбициозные ведомственные и корпоративные прогнозы, где газу сулят почти 50%, атом может снизиться до 15%, хотя сегодня «Росатом» намерен увеличить долю с нынешних 20% до 25% к 2045 году.

На этой неоднозначной ноте, не вносящей ясности в понимание планов регуляторов о развитии энергосистемы страны, стоит подумать: а как бы было реально разумно сформировать энергосистему, исходя из актуальных и вероятных условий, а может даже при допущении выздоровления механизма госуправления?

«На качественном (не количественном) уровне, ИМХО, необходимо через Минэнерго, то есть с господдержкой, строить АЭС там, где они могут работать, угольные ТЭС, где есть ж/д, и газовые ТЭС там, где есть магистральные газопроводы.

Но Минэнерго и лоббисты вряд ли на это пойдут («Госплан что ли заново создавать? Вы с ума сошли»?!). Поэтому все тянут одеяло на себя. Газовики проталкивают газовые ТЭС, а теперь новый министр будет проталкивать угольные ТЭС. Хорошо бы угольные на суперкритике, с КПД, как у газовых ТЭС, но вряд ли это получится. К сожалению, «Росатом» не лоббирует свои АЭС, а надо бы, чтобы вместо актуальных 19% было 30%, но ставится задача хотя бы до 25% довести. Баланс между газом и углём иллюзорен, надо использовать то, что дешевле в конкретной местности. ГЭС надо развивать, особенно малые. У них большой потенциал, не 17%, как сейчас. За них никто не лоббирует, а зря. Может, Николай Шульгинов (глава комитета по энергетике Госдумы РФ – прим. Ред.) их начнёт поддерживать? Полагаю, что в абсолютном выражении (по выработке и мощности) вырастет газовая, а должна бы атомная.

А в относительном (в %% к существующей) – СЭС+ВЭС (за счёт низкой базы), а должны бы средние и мини-ГЭС. Особенно на Дальнем Востоке, на притоках Амура, в том числе для снижения там ежегодных паводковых катастроф».

Во второй половине 2020-х гг. лидером по вводу новых генерирующих мощностей будет атомная энергетика: строительство новых энергоблоков, скорее всего, будет опережать параметры Генсхемы. Согласно текущей версии документа, ввод двух энергоблоков Приморской АЭС на 2 ГВт намечен на 2033 и 2035 гг., а двух блоков Хабаровской АЭС 1,2 ГВт – на 2041-2042 гг. Однако в ноябре 2024 г. президент дал поручение «Росатому» рассмотреть возможность ввода обеих электростанций до 2032 г.

Однако проекты в атомной энергетике, как правило, требуют масштабной господдержки из-за высокой капиталоемкости. Поэтому после 2030 г. – когда эпоха высоких цен на нефть гарантированно останется позади – более высокие темпы ввода мощностей будут характерны для газовой генерации, особенно в случае демонополизации газовой отрасли, которая может упростить доступ потребителей к закупкам сырья. Развитие газовой генерации будет играть важную роль в отказе от угля – при условии строительства новых газопроводов за Уралом, где сейчас расположено большинство газовых ТЭС.

Однако абсолютным чемпионом по вводу новых мощностей в 2030 гг. будет ветровая и солнечная генерация. В случае реинтеграции России в европейскую экономику бизнесу будет необходимо будет вводить мощности ВИЭ, чтобы снизить издержки экспорта в Европу, где будет расширяться использование механизма CBAM. Строительство ветровых и солнечных электростанций позволит бизнесу снизить выбросы по Охвату 2 (Scope 2), которые образуются при выработке потребляемой энергии.

Вдобавок будет сказываться удешевление технологий солнечной генерации, которые удобны для снабжения частного сектора. Например, для решения проблемы энергодефицита в ОЭС Юга можно использовать тот же налоговый механизм, что и в США, где можно вычитать из подоходного налога 30% затрат на покупку солнечных панелей для личного пользования.

В перспективе до 2042 года стоит рассмотреть прокладку газопровода в южную часть Сибири и перевод всего коммунального сектора и энергетики на газ. Это избавит сибирские города от смога, вызванного сжиганием угля. По расчетам бурятских энергетиков, только перевод частного сектора Улан-Удэ на электроотопление потребует 300 мегаватт дополнительной генерации. И, увы, сильнее топить надо зимней ночью, когда солнце не светит.

А так пора ставить на ВИЭ. В обосновывающих материалах к финальному варианту Генсхемы до 2042 года (таблица 21) приведены данные о себестоимости электроэнергии (LCOE) в ценах 2023 года по районам страны и видам генерации. При новом строительстве самая дешевая парогазовая генерация, затем паросиловая, атомная, ветровая, солнечная, угольная. Самая дорогая электроэнергия – от новых ГЭС. В октябре Международная организация по ВИЭ (IRENA) опубликовала данные о динамике цен на электроэнергию по миру от ВИЭ. За 14 лет средняя себестоимость от солнечных станций упала в 10 раз, ветровых – втрое, гидро выросла на треть. Следует ожидать дальнейшего удешевления ветровой и солнечной генерации и удорожания остальных. Изменение структуры цен приведет к опережающему росту солнечной и ветровой генерации в России.

Пока производители аккумуляторов не перешли с дефицитного лития на доступные в изобилии натрий и калий, подходящей маневренной мощностью для погодозависимых ВИЭ являются существующие ГЭС. Новые ГЭС не успеют окупиться: новые заводы дешевых аккумуляторов будут построены быстрее.

Пока же прогнозные инвестиции в ВЭС и СЭС в Ген - схеме на 2025-2042 гг. меньше инвестиций в СиПр на 2025-2030 гг. Согласно Генсхеме, 65% инвестиций в генерацию за 18 лет ожидается в строительство АЭС. Ясно, что эти хотелки Росатома не будут выполнены.

Я считаю правильным развивать и максимально эксплуатировать то, в чем мы сильны, а мы сильны в атомных электростанциях, мы неплохо строим гидроэлектростанции. За последние 30 лет крупных гидростанций не строилось. Это прямое следствие того, что у нас промышленность долго и упорно пыталась переехать куда-нибудь в центр. А это глупость, потому что промышленность должна быть там, где эффективно работает. Это – Урал, Сибирь, где есть минимальное логистическое плечо с точки зрения сырья. Это как раз логично. И расположение больших объектов генерации там тоже логично. Например «Русал» – он живет за счет чего? Как раз за счет того, что есть каскад Братской ГЭС, в который En+ входит, это, в общем-то, дешевый источник электроэнергии. Если бы не было дешевой электроэнергии, не было бы никакого «Русала». У нас много воды, сильные компетенции в гидро. Мы это умеем делать. Вернее, пока. Но это не может само по себе как сферический конь в вакууме быть. Оно должно быть привязано к государственной политике развития промышленности. К энергоемкой промышленности, к переработке, к примеру к металлургии. А мы, честно говоря, какие мы металлургические заводы построили за последние годы? Тут роль государства, на мой взгляд, должна быть существенная. Но это не в отдельной отрасли. Это вопрос развития, комплексного планирования территории. Когда определяется, что вот здесь должны быть металлургия, нефтехимия, НПЗ.

У Российской Федерации должен быть свой путь. И мы бы получали максимальную отдачу. Мы бы развивали параллельно свои технологии, не утеряв их.

1. Две АЭС планируется возвести в Забайкалье // https://zab.ru/news/171661
2. «ТЭЦ поборются между собой»: как Забайкалье будет преодолевать энергодефицит // https://www.chita.ru/text/economics/2024/03/04/73294010/
3. https://www.so-ups.ru/future-planning/public-discussiongenshema/2042/
4. https://www.so-ups.ru/future-planning/public-discussionsipr/public-discussion-sipr-2025-2030/