Иван Рубанов

Собственники российской энергетики затягивают со строительством новых энергоблоков вовсе не по причине своей патологической жадности. Текущая ситуация требует и от них, и от регуляторов не экстенсивного роста, а повышения экономической эффективности инвестиций, демонтажа и замены "балласта" - энергооборудования, полностью выработавшего свой ресурс
О том, что крупный частный капитал должен строить новые энергомощности и что на деле он их не строит, теперь уже знает вся страна. В самом конце февраля на правительственном совещании премьер Владимир Путин основательно "припечатал" некоторых участников отрасли и описал едва ли не катастрофическое ее положение. "В рамках инвестиционных договоров планируется ввести в строй 100 энергоблоков, при этом строительство ведется лишь на 38, - заявил глава правительства. - На 14 ведутся подготовительные работы, а на 45 конь не валялся".
Напомним, в ходе реформы РАО "ЕЭС России" большая часть генерирующих активов монополии была поделена и продана частным инвесторам. Ключевым механизмом понуждения новых собственников к инвестициям стали инвестиционные договоры о предоставлении мощности (ДПМ), или, говоря грубо, обязательства построить новые станции и новые энергоблоки на действующих объектах. Что конкретно строить и где, было прописано в принятой ранее Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года (она же - генсхема, разработана в 2006 году). Это главный документ, который задает развитие всей отрасли на полтора десятилетия; в нем фигурирует перечень всех обязательных инвестпроектов с указанием их ключевых параметров (местоположение, вводимые мощности и т. п.).
В ходе реформы отдельные части бывшей монополии провели допэмиссии акций, которые были выкуплены новыми собственниками. Таким образом, после приватизации на счетах генкомпаний оказались аккумулированы немалые средства. По замыслу реформаторов РАО, эти деньги должны быть потрачены на выполнение ДПМ. Однако, как заявил Путин, из 440 млрд рублей около 100 млрд так и остались неизрасходованными, а 66 млрд вообще были потрачены "налево", в частности на покупку непрофильных активов. Иностранцы, госкомпании и "ЛУКойл", по словам премьера, при исполнении ДПМ показали себя неплохо, а вот остальные частные российские инвесторы обязательств своих не выполняют. Слегка пожурив Виктора Вексельберга (холдинг КЭС) и Леонида Лебедева (группа "Синтез"), премьер основательно раскритиковал совладельца "Норникеля" Владимира Потанина. Средства, потраченные его структурами на приобретение ОГК-3 (81,7 млрд рублей), вернулись ему в том же объеме. "Задаром, по сути дела, взял огромную собственность... - пояснил Путин. - Но есть же обязательства по выполнению инвестпрограммы - ничего не делается!" И определенно всем участникам встречи запомнились яркие и жесткие слова премьера в адрес владельца ТГК-4 Михаила Прохорова: "Он... как говорят в известных кругах, "окэшился"... ходит по разным кабинетам... ищет различное применение этим средствам, а обязательства-то, взятые на себя ранее, надо выполнять!"
Надо заметить, что этот путинский "разгром" состоялся в переломный для отрасли момент. В ближайшие месяцы будет завершена работа над скорректированной версией генеральной схемы. На июль запланировано подписание новых версий ДПМ, то есть новых обязательств энергомагнатов. Наконец, вот-вот завершится работа над серией документов, регулирующих долгосрочный рынок мощности, который должен заработать уже с начала 2011 года. Эти документы и определят условия и рамки развития электроэнергетики в новом десятилетии.
"Кризис проходит... больше сдвигать (сроки инвестирования. - "Эксперт") не будем", - заявил на совещании глава правительства.
Что же случилось? Почему реформа вдруг забуксовала и для ее хода потребовался самый мощный "толкач" в стране - премьер-министр?

Обязывают обстоятельства, а не обязательства
Начать надо со спроса на электроэнергию. В конце прошлого года производство и потребление электроэнергии практически восстановились после кризисного съеживания (см. график 1). При этом цена электроэнергии в сегменте нерегулируемого рынка (с нынешнего года на него приходится 60% продаж) восстанавливалась даже быстрее спроса (см. график 2). В январе потребление энергии достигло едва ли не рекордных за всю постсоветскую историю показателей. Иными словами, рынок электроэнергии уже освободился от кризисного негатива.
Более того, несмотря на кризис и некоторое падение потребления по итогам прошлого года, сальдированный финансовый результат (превышение прибылей над убытками) предприятий электроэнергетики и коммунальщиков в прошлом году увеличился вдвое. Благодаря увеличению цен и (не без помощи властей) энерготарифов рентабельность большинства предприятий отрасли перевалила за 20%. Иными словами, ситуация в отрасли после кризиса скорее улучшилась.
В этих условиях со строительством новых мощностей, казалось бы, проблем быть не должно. Однако вместо запланированных до конца 2010 года 34 ГВт новых мощностей пока запущено только 8 ГВт, а по итогам нынешнего года первоначальный план будет недовыполнен где-то втрое.
Однако, по имеющимся у нас данным (см. график 3), в тепловой генерации, которая в соответствии с генсхемой обеспечит большую часть новых мощностей, в состоянии "конь не валялся" (у проекта нет подрядчика, и неясно, когда он будет реализован) находятся 8 объектов, на которые приходится только 12% всех мощностей. Остальные проекты (почти 90% мощностей) реализуются или реализованы. В частности, около 20% мощностей было введено в соответствии с намеченными планами или даже с небольшим опережением графика. Брошенные Прохоровым в сердцах слова о том, что проблемы с инвестобязательствами есть у всех компаний, не соответствуют действительности. В частности, без проблем их выполнили ТГК-14 и ОГК-3. Правда, около четверти (по мощности) намеченных проектов сильно выбиваются из сроков, генераторы просят об их сдвиге. Основная же масса проектов, немногим более половины запланированных к вводу мощностей, реализуется, условно, без задержек. "Условно" - потому что подписанные новыми собственниками обязательства позволяют без санкций сдвигать сроки завершения проекта, обозначенные в генсхеме, на один год. Большинство компаний этой возможностью воспользовалось.
Приблизительно такая же ситуация с исполнением инвестиционных обязательств и в контролируемых госкомпаниями сегментах АЭС и крупных ГЭС.
В нынешнем году, отчасти из-за вышеописанных подвижек в сроках, ввод мощностей возрастет в два-три раза и, по оценкам разных экспертов, составит от 4 до 6,5 ГВт, что уже близко к показателям благополучных советских лет (порядка 8 ГВт). Одна лишь "Фортум" (ТГК-10), как сообщили нам в компании, завершит за год сразу три проекта, которые добавят в энергосистему 665 МВт.
Перенос сроков и застой в отдельных проектах энергетики объясняют разными причинами. Сравнительно небольшие задержки чаще всего обосновываются тем, что профильные организации (проектные, строительно-монтажные, энергомашиностроительные) после длительного периода застоя не в состоянии адекватно обеспечить возросший спрос (см. "Дробление специализации", стр. 87). "Ключевая причина небольших отклонений в сроках реализации проектов на Тюменской ТЭЦ-1, Тобольской ТЭЦ и Челябинской ТЭЦ-3 - отставание от графика заводов-изготовителей, - отметили в "Фортуме". - Из-за слабой конкуренции производители занимают жесткую позицию по условиям и срокам поставки оборудования; последние нередко нарушаются. Сказывается дефицит субподрядных организаций с квалифицированным строительно-монтажным персоналом и опытом работы в энергетике, нарушение проектными организациями сроков разработки и выдачи проектно-сметной документации и ее недостаточное качество. Из-за замены некачественных комплектующих не раз приходилось задерживать монтаж".
Вторая причина позднего старта проектов лежит в финансовой плоскости и тоже носит скорее субъективный характер. По действующему варианту генсхемы основная масса проектов должна была быть запущена в первые годы реформы, что обусловливает резкий скачок инвестиционной нагрузки на энергокомпании. При своевременной реализации ближайшие несколько лет эти проекты будут генерировать для своих владельцев значительный отрицательный денежный поток (см. график 4). Допэмиссий и собственных средств компаний в большинстве случаев оказывается недостаточно для полной реализации проектов, поэтому возникает потребность в заемных средствах. Как отметил менеджер одной из энергокомпаний, даже сейчас типовые ставки, под которые банки готовы ссужать деньги энергетикам, весьма высоки - 14-16% годовых. В этих условиях энергокомпании, не имеющие достаточных финансовых ресурсов, испытывали желание "разредить" инвестпроекты.
Встречаются и более экзотические проблемы с финансированием. "В ОГК-1, которой не так давно стала управлять наша компания, корректировка сроков была изначально обусловлена дефицитом средств - в ходе продажи активов РАО ЕЭС стратегического инвестора у ОГК-1 так и не появилось", - рассказал нам заместитель руководителя блока производственной деятельности "Интер РАО ЕЭС" Алексей Каплун.
"РАО "ЕЭС России" не выполнило соглашение с новым инвестором: назначенный им менеджмент ТГК-2 осуществил нецелевое расходование средств, - заявил нам исполнительный директор группы "Синтез", контролирующей ТГК-2, Андрей Королев. - 3,6 миллиарда рублей от дополнительной эмиссии акций были направлены на погашение текущих убытков компании, а не на финансирование инвестпроектов. Возможность использования собственных средств была заблокирована действиями миноритарного акционера ("Просперити Кэпитал Менеджмент"), а привлечь кредитные средства на реализацию инвестиционной программы ТГК-2 не могла из-за отсутствия договора о предоставлении мощности, который не был подписан регуляторами".
Но есть и еще один, самый важный, довод, который задержку реализации инвестпрограммы даже не оправдывает, а делает целесообразной.

Строить меньше, но лучше
Как уже писал "Эксперт" (см. "Счетчик крутится слишком быстро", № 47 за 2008 год), практически сразу же после начала реализации генсхемы стала очевидна ошибочность ее основного параметра, а именно прогноза темпов роста потребления. В базовом сценарии он ожидался на уровне 4,5% в год. В реальности же рост оказался вдвое меньше, а тут еще грянул кризис, полтора года запланированного роста нами, по сути, потеряны. В нынешнем году ожидаемое потребление электричества по сравнению со стартовым для генсхемы 2006 годом возрастет всего-то процента на полтора - в 14 раз (!) меньше прироста, зафиксированного в базовом сценарии (+20%). Несмотря на скромные вводы, мощности энергосистемы за тот же период вырастут на 4%.
Новейшие локальные изменения спроса, обозначившиеся в ходе кризиса, тоже выбиваются из прокрустова ложа генсхемы. По итогам кризиса компании склонны положительно оценивать перспективы регионов с преобладанием "концентрированного" (территориально) спроса со стороны населения - на Юге России, в окрестностях двух столиц, где потребление потихоньку движется вверх. А вот к строительству в промышленных районах - на Урале, в Поволжье, где спрос в ходе кризиса провалился на 10-20%, отношение теперь скептическое. В этом смысле показателен пример "Газпрома", причисленного к отличникам инвестстроительства. В принадлежащих монополии ТГК-1 и ОГК-6 большая часть вводов задерживается или находится в подвешенном состоянии, а в ОГК-2, по нашим данным, вообще нет ни одного проекта, реализуемого в срок. При этом компания открыто заявила, что переносит свою инвестиционную активность туда, где у нее вообще нет прописанных регулятором обязательств. "В 2007-2008 годах были введены в эксплуатацию новые парогазовые энергоблоки суммарной мощностью 1325 мегаватт, - сказали нам в контролируемом монополией "Мосэнерго". -Установленная мощность возросла на 10 процентов, причем проекты были реализованы, несмотря на отсутствие договоров предоставления мощности".
"Несоответствие прогнозных показателей генсхемы реальности уже стало очевидно регуляторам рынка во главе с Минэнерго, - отмечает аналитик ИК "Метрополь" Сергей Бейден. - Они давно обсуждают с энергетиками возможность переноса отдельных проектов". И, как свидетельствует проведенный нами блиц-опрос, в большинстве случаев стороны приходят к взаимопониманию. "Мы достигли принципиального соглашения по одному из наших проектов, а именно по строительству блока № 5 на Тюменской ТЭЦ-2, - сообщили нам в компании "Фортум". - В ноябре 2009 года протокол о согласовании переноса сроков строительства блоков на 2014 год (сдвиг на два года) был подписан с представителями правительства Тюменской области, "Тюменьэнерго", филиала ФСК ЕЭС и филиала Системного оператора ЕЭС". "На основе данных о сложившейся ситуации и новых прогнозов потребления электричества мы договорились с Минэнерго о корректировке сроков проектов ОГК-1 в Перми и Нижневартовске", - сообщил нам Алексей Каплун.
В ближайшее время "пересогласования" обретут легитимность. "Минэнерго планирует заключить новые инвестсоглашения до конца июня 2010 года, - говорит аналитик ИК "Финам" Денис Круглов. - Ведь существующие договоры у многих компаний не всегда правильно оформлены юридически, а у некоторых их нет вообще". Под руководством Минэнерго в настоящее время ведется работа над корректировкой генеральной схемы, завершить ее планируется во второй половине года. Уже известно, что схему ждет радикальный секвестр и перенос сроков ввода (см. "Идеям тоже нужна корректировка"; график 5).
В общем, получается, что противоречия между регуляторами и генкомпаниями не столь уж и велики. Поэтому эмоционально-напряженные выступления Путина носят предупредительный характер, ни о какой возможности ре-приватизации энергоактивов речи не идет, уверены Денис Круглов и Сергей Бейден. Явное раздражение чиновников, похоже, вызывают те проекты, которые оказываются в подвешенном состоянии. У ТГК-4 Михаила Прохорова таковых сразу три (строительство энергоагрегатов на Калужской, Ливенской и Дягилевской ТЭЦ); за пределами нормы оказалась большая (но не вся!) часть инвестпрограммы компании.
Несомненно, в отдельных случаях, особенно когда речь идет о нецелевом расходовании денег от допэмиссии, энергетики заслуживают основательных пинков. Однако большой ошибкой было бы экстраполировать претензии на всю отрасль и воспользоваться сомнительной логикой: мол, скупили буржуи наши станции задешево, пусть теперь и повозят саночки - понастроят нам новых станций: их расходы - их проблемы, а нам запас прочности не помешает. В электроэнергетике она не работает. Это только вначале инвестиционное бремя ляжет на плечи акционеров энергокомпаний, а потом возврат сомнительных инвестиций и расходы на содержание ненужных мощностей почти полностью лягут на плечи потребителей.
Механизмы уже обозначены.С 2011 года начнет работать долгосрочный рынок мощности, который предполагает инвестиционную надбавку к соответствующим тарифам для новых электростанций (по такой схеме прогнозируется возврат 85% стандартной дисконтированной стоимости энергоблоков). Из-за суточных и сезонных колебаний спроса в энергосистеме объективно должен иметься избыток мощностей, содержание которого также включается в отпускной тариф на электроэнергию. Просчеты и излишки стоят дорого: 1% избыточных мощностей или перепрогнозированного спроса эквивалентен 5 млрд долларов необоснованных затрат.
Убрать скелеты из шкафа
Похоже, главные проблемы энергетики и нового энерго строительств а сейчас лежат вовсе не в количественной плоскости. Дело в том, что новые мощности строятся в условиях, когда действующие используются недостаточно. Сейчас их среднегодовая загрузка (КИУМ) составляет порядка 52%, а это едва ли не самый низкий показатель и за всю историю энергосистемы, и в сравнении с развитыми странами (см. график 6). При пиковом потреблении в 152 ГВт установленные мощности составляют 220 ГВт, а среднегодовая загрузка районных ГРЭС в наиболее энергодефицитных столичном и Северо-Западном регионах - лишь 40%!
Только отчасти это объясняется спецификой центрального отопления и обеспечивающих его ТЭЦ (они работают в зимний период, а летом "передают" функцию электрообеспечения ГРЭС). По данным бывшего председателя совета директоров РАО ЕЭС Виктора Кудрявого, технологические ограничения мощности отечественной энергосистемы сейчас составляют около 28 ГВт. Эта цифра вдвое больше показателей 1990 года и является пиковой за всю историю энергосистемы; она превосходит объемы мощностей, введенных за последние пять лет, и эквивалентна 20 млрд долларов инвестиций в новое строительство.
Около 3% мощностей относится к категории "запертых", то есть они не могут быть использованы из-за отсутствия или недостатка мощности сетевой инфраструктуры. Нередко оказываются ограничены локальные и межрегиональные перетоки электричества, в частности из Сибири в Европейскую Россию.
Потеря электричества в сетях составляет порядка 14%, что существенно больше показателей советских лет (8%).
Наконец, важная проблема - большой вес морально устаревшего, неэффективного и физически изношенного оборудования, в первую очередь в тепловой энергетике. Средний по отрасли износ мощностей сейчас приближается к 60%, что в полтора раза выше, чем во времена последних советских пятилеток (40%), и соответствует показателям энергосистемы, сложившимся после Великой Отечественной войны. Износ основного энергооборудования еще больше: на тепловых станциях 83,85%, на ГЭС - 97,42%. Неудивительно, что за последние двадцать лет аварийность отечественной энергосистемы и средний расход топлива на электростанциях в противоположность международным тенденциям возрастали. Последний показатель сейчас составляет 335 граммов условного топлива на 1 кВт-ч, что в полтора раза выше расходов самых современных парогазовых установок.
По идее именно новое строительство должно вытолкнуть с рынка "старье". Но ни действующая модель энергорынка, ни генсхема не стимулируют компании снимать с баланса старые энергоблоки (см. "Генераторы счастья"). Ведь предприятия в этом случае лишатся платы за мощность, а механизма зачета реконструкции в счет инвестпрограммы пока нет. По оценкам ИК "Метрополь", в течение 2006-2010 годов должно быть списано порядка 3,5 ГВтвместо запланированных генсхемой 4,8 ГВт. Еще радикальнее различия данных на перспективу: если генсхема предполагает, что до 2020 года будет выведено из эксплуатации 51,9 ГВт мощностей, то предложения генкомпаний радикально меньше - 14,5 ГВт.
"В генсхеме следует делать акцент вовсе не на новое строительство, а на замену старых энергетических установок современными парогазовыми,-убежден глава Института проблем естественных монополий Булат Нигматулин. - Таким образом, стандартными блоками по 200-300 мегаватт нужно заменить не менее 60 гигаватт старых мощностей. Такой подход обеспечит выигрыш во всех отношениях: инвестиции оказываются меньше, сокращаются удельный расход топлива и себестоимость электричества". Действующая версия генсхемы практически никак не учитывает экономическую эффективность вложений в разные типы генерации, их распределение пока далеко от оптимального. "По нашим расчетам, чтобы новые блоки АЭС могли конкурировать с реконструированной тепловой генерацией, их стоимость не должна превышать 2,5 тысячи долларов на киловатт установленной мощности, а сроки строительства должны составлять не более пяти лет, - отмечает бывший замминистра атомной промышленности Нигматулин. - Сейчас же на строящихся за государственные деньги энергоблоках эти показатели - более четырех тысяч долларов, а сроки строительства - семь лет". Неменьшее сомнение вызывала экономическая и экологическая обоснованность строительства работающих на угле энергоблоков в Европейской России, о чем несколько лет назад писал "Эксперт" (см. "Приватизация энергобаланса страны", №7 за 2007 год).
Общение с участниками рынка во многом подтверждает описанную нами и критиками генсхемы расстановку акцентов. "В ТГК-11, как мы подсчитали, более эффективной является модернизация устаревших блоков Омских ТЭЦ вместо запланированного строительства трех новых энергоблоков, - рассказывает нам Алексей Каплун. - В результате мы получим практически тот же прирост мощности, но вместо 23 миллиардов рублей потратим 8,8 миллиарда, а сокращение удельного расхода топлива может составить до 10 процентов. С регуляторами мы постоянно общаемся, они с пониманием относятся к нашей позиции. Рассчитываем, что реконструкцию нам зачтут в счет обязательств ТГК-11 по предоставлению мощности".
Как сообщили нам в компании "Синтез", в рамках реализации инвестобязательств подконтрольной ТГК-2 на отдельных объектах планируется вводить парогазовые установки с реконструкцией существующих паровых вместо запланированной генсхемой комбинации новых газовых турбин. В результате КПД энергоустановок вырастет с 38 до 51%. Произойдет снижение расхода топлива: плановый уровень равен 230-260 граммам условного топлива на 1 кВт-ч электроэнергии при ранее запланированных 260-295 граммах и среднем по стране показателе 370 граммов. "Генсхема предполагала перевод Архангельской ТЭЦ с мазута на уголь, - продолжают представители компании. - Но в экспертной оценке, утвержденной Системным оператором ЕЭС РФ и Минэнерго, была показана техническая нереализуемость и экономическая необоснованность проекта. Вместо него мы разработали согласованную с администрацией и "Газпромом" программу газификации новых блоков".
Разработка четких механизмов, которые перенесут акцент с экстенсивного роста на качественную модернизацию, остается прерогативой Минэнерго. Появятся ли такие механизмы в скорректированной версии генсхемы, пока не ясно - на наши вопросы в министерстве так и не ответили.

Идеям тоже нужна корректировка
одификацию Генеральной схемы размещения энергообъектов курирует Минэнерго. Но проект документа разрабатывает ЗАО "Агентство прогнозирования балансов в электроэнергетике". Гендиректор этой компании Игорь Кожуховский согласился ответить на вопросы "Эксперта".
- Каков может быть масштаб корректировки параметров генс-кемы?
- Действующая генсхема предполагала среднегодовой прирост потребления электроэнергии в период 2006-2020 годов на 5,2 процента (максимальный вариант) и на 4,1 процента (базовый вариант). В предложениях по корректировке значится 2,6 и 2,1 процента соответственно. Снижение прогнозных уровней электропотребления предполагает сокращение ввода новых генерирующих мощностей более чем в два раза за весь период с 2006-го по 2020 год.
- Помимо количественный корректив можно ли ожидать каких-то качественный изменений, смещения акцентов?
- Да. Будут более подробно рассматриваться вопросы когенерации (теплофикации), в том числе внедрения газотурбинных и парогазовых установок на действующих крупных станциях. Будет учитываться развитие распределенной генерации, которая снизит потребность в новых электростанциях большой мощности. В действующей генсхеме принято максимально возможное развитие нетопливной энергетики, то есть АЭС и ГЭС. В скорректированном варианте больший вес отдается сравнительной экономической эффективности.
- А как она оценивается? Вот атомные блоки выдать конкурентное по цене электричество вообще смогут?
- Экономическая эффективность разных видов генерации определялась на основе оптимизационных расчетов, которые под руководством академика Алексея Александровича Макарова проводятся на модельном комплексе ИНЭИ РАН.
Мы делали соответствующие запросы по атомной генерации. Расчетные параметры для инвест-проектов, отвечающих критериям эффективности, близки к упомянутым вами (до 2,4 тысячи долларов за один киловатт мощности, до пяти лет строительства).
Новая атомная генерация во многих случаях, например в энергосистемах с наиболее дорогим газом, вполне конкурентна с тепловой. В то же время некоторый перенос акцентов на тепловую генерацию в скорректированном варианте действительно есть.
-Предполагаются ли какие-то специальные меры, стимулирующие вместо экстенсивного роста ресурсосбережение, в частности
путем замены старого оборудования самым современным?
- Одним из наиболее эффективных направлений в электроэнергетике является замена действующих конденсационных паросиловых установок с низкими параметрами пара (130 атмосфер и ниже) на высокоэффективные парогазовые. Безусловно, способствовать этому будет выпуск (или лицензионное освоение) отечественными машиностроительными компаниями современного оборудования - это газовые турбины мощностью до 340 мегаватт и ПГУ на их основе мощностью до 800 мегаватт и с высоким (60-62 процента) КПД, а также угольные блоки на суперсверхкритических параметрах пара.
-Наблюдается отрицательная динамика и низкие значения качественный показателей энергосистемы - загрузки мощностей, и к доли, находящейся в колодном резерве, а также повышение удельного расхода топлива и потерь в сетях. В скорректированной версии этому будет уделено внимание?
- Для повышения эффективности электроэнергетики должны быть разработаны новые механизмы реализации генсхемы, в том числе важнейший - по выводу из работы физически изношенного и морально устаревшего оборудования.
- Говорят, что география инвестиционных проектов генсхемы была разработана в основном по советским лекалам и не очень актуальна в новых условиях...
- География ввода новых электростанций при корректировке будет определяться географией прироста электропотребления и потребности в мощности. Будут учтены развитие действующих производств и актуальные намерения компаний по сооружению новых предприятий, в том числе электроемких. Сбор информации осуществлялся путем запросов администрациям субъектов РФ, а также на основе заявок крупных потребителей на присоединение к электрическим сетям.
Что касается площадок размещения электростанций в районах роста нагрузки, то в основном они новые, современные. Некоторые площадки АЭС и ТЭС, створы гидростанций были предложены и в отдельных случаях начали осваиваться в советский период. Негативно на корректировку генеральной схемы это не повлияет.