В рамках организованной РСПП «Недели российского бизнеса» прошел форум «Энергетика будущего: вызовы и возможности». В ходе дискуссии , которую провел председатель Комиссии РСПП по электроэнергетике Михаил Андронов, обсуждалось развитие передовых технологий, запуск нового инвестиционного цикла в электроэнергетике с учетом задач генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2042 года, вопросы нормативного регулирования и развития кадрового потенциала отрасли.
Итоги с поправкой на градусник
Председатель Правления АО «СО ЕЭС» Федор Опадчий рассказал об итогах 2025 года, скорректированных с учётом погодных условий. Основной показатель потребления в абсолютных цифрах составил -1,1% относительно прошлого года. На результаты значительное влияние оказали погодные условия: год был тёплым, с мягкой зимой и умеренным летом. При пересчёте в сопоставимые температурные условия результат 2025 года относительно 2024 года составляет -0,3%. Начало текущего года характеризуется устойчивой холодной зимой на большей части территории страны. Потребление с начала года демонстрирует прирост на 4,5% к аналогичному периоду прошлого года. Даже в изолированных энергосистемах зафиксирован рост на 0,3%. С учётом температурной корректировки (при отклонении средней температуры почти на -7°C) прирост составляет +0,7%, что подтверждает существенное влияние температурного фактора.
Основной вклад в прирост обеспечили Северо-Запад и Центр. Сибирь также показывает положительную динамику, однако здесь продолжает сказываться влияние запрета майнинга на уровень потребления. Данные продолжают уточняться, но общая картина свидетельствует о резком старте года. В части мощности исторические максимумы потребления достигнуты в трёх объединённых энергосистемах (ОЭС): Центр, Северо-Запад и Восток, а также в шестнадцати региональных энергосистемах. Прирост максимума нагрузки к прошлому году составил 3,7 ГВт, тогда как ввод новой генерации составил лишь около 1 ГВт. Это указывает на диспропорцию между скоростью роста потребления и пиковых нагрузок, с одной стороны, и темпами изменения установленной мощности генерации – с другой, даже с учётом выбытия устаревших фондов. При этом на горизонте до 2030 года уже существует значительный объём утверждённых планов и решений по развитию. Наибольший прирост максимума нагрузки отмечен в Центральном регионе – 2,3 ГВт, в том числе в Москве – 1,2 ГВт. Москва, отнесённая к зоне технологически необходимой генерации (ТНГ), демонстрирует прогнозируемый рост. Крупный рост также показала Республика Татарстан – экономически быстроразвивающийся регион с активным развитием современных вычислений.
Наблюдается два интересных тренда. Исторически центр майнинга находился в Сибири, но сейчас он активно развивается в центральной части страны. Параллельно развивается отдельный трек, связанный с созданием центров обработки данных (ЦОД), которые в силу технологических и организационных причин тяготеют к крупным агломерациям (наличие инфраструктуры связи, доступность персонала). Строительство ЦОДов, в том числе для систем искусственного интеллекта, в удалённых районах с избытком мощности (например, в районе Печорской ГРЭС) не рассматривается как приоритетное. Данная отрасль концентрируется в Москве и вдоль Волги, в направлении Нижнего Новгорода. Таким образом, центральная часть России формирует активный потенциальный спрос на развитие новой экономики и высокопроизводительных вычислений.
В контексте дефицитных зон следует отметить Дальний Восток. После падения в 2024 году, в 2025 году потребление в этом регионе выросло на 5%. В текущем году прирост продолжается как в ОЭС Востока, так и в Дальневосточном федеральном округе (ДФО): Забайкалье и Бурятия также достигли исторических максимумов потребления. Юго-восточная часть Сибири, являющаяся дефицитной зоной, где ведётся строительство новой генерации и сетей, демонстрирует опережающие темпы роста. К зонам повышенного внимания традиционно относятся Восток, Юг и Москва. По ним уже приняты ключевые решения. В частности, по Востоку в конце прошлого года проведён конкурс на строительство станции в юго-восточной части Сибири. В комплексе с запланированной линией постоянного тока из Красноярска эти меры признаны достаточными для снятия прогнозных дефицитов, приведения параметров надёжности к нормативным и создания необходимого перспективного резерва. Таким образом, по Сибири решения приняты; по Москве и Югу они были приняты ранее, хотя остаются вопросы по срокам реализации отдельных проектов. В конце года также вышло распоряжение о назначенцах по Югу. Остаётся принять окончательные решения по Дальнему Востоку.
Однако рост потребления приводит к появлению новых проблемных зон в соответствии с актуализированной Схемой и программой развития электроэнергетики (СИПР).
Первая – Республика Дагестан. При пока незначительном дефиците требуется принятие решений с учётом наблюдаемого роста потребления. Рассматриваются различные технологические варианты, включая применение накопителей энергии (ввиду выраженной суточной неравномерности графика нагрузки) или строительство традиционной генерации.
Вторая – Северобайкальское энергетическое кольцо. Ситуация осложняется тем, что решение в рамках Генеральной схемы – строительство Тельмамской ГЭС – не реализуется. При отсутствии данной стройки формируется дефицит, требующий поиска альтернативных технических решений (традиционная генерация или сети). Объекты длительного цикла строительства, не начатые в срок, не могут рассматриваться как источник покрытия дефицита в среднесрочной перспективе.
Третья – сценарные условия и прогнозный дефицит киловатт-часов в целом по ОЭС Сибири. Он обусловлен высокой долей ГЭС и значительным ростом базовой нагрузки в виде ЦОДов и майнинга. В ближайшее время предстоит определиться со стратегией: либо строить новые генерирующие мощности для покрытия дефицита, либо вводить ограничения на новое потребление (например, на майнинг). Ввод Тельмамской ГЭС в сочетании с возможными ограничениями на майнинг в теории может обеспечить баланс киловатт-часов к 2031 году, за исключением маловодных лет. Все текущие стройки в юго-восточной Сибири уже учтены в этом балансе. Также напомним, что Генсхемой предусмотрено развитие атомной и тепловой генерации (в Красноярске на «Берёзовских» углях) в Сибири. Решения по данным проектам требуют проработки и принятия.
Итак, ранее выявленные дефицитные зоны в основном закрыты, но непрерывный рост потребления порождает новые. Ключевая задача – поддерживать темпы строительства генерирующих и сетевых объектов, опережая возникновение дефицитов.
Отдельно Фёдор Опадчий отметил комплексную работу по Дальнему Востоку, где под пятипроцентный годовой рост потребления реализуется масштабная программа. Она включает большую программу модернизации (Приморская ГРЭС, объекты «РусГидро»), которая не даёт чистого прироста мощности, но обеспечивает замену старых угольных блоков. Параллельно вводится около 2 300–2 400 МВт новых газовых мощностей и почти 2 000 МВт возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Развитие ВИЭ в районах расположения крупных ГЭС призвано решить проблему дефицита киловатт-часов на Востоке, причём данные объекты можно построить в сжатые сроки. Намечен вывод около 1 ГВт устаревших мощностей (Хабаровская, Артёмовская ТЭЦ). Эксплуатацию Артёмовской ТЭЦ планируется продлить с использованием двух машин, в ожидании ввода атомной станции к 2030 году. На текущий момент остаётся нерешённым вопрос покрытия дефицита мощности порядка 400 МВт в узле «Хабаровск – Приморье». Рассматриваются несколько вариантов, включая применение накопителей энергии. Ожидается, что решение будет принято в ближайшее время.
В части избытков мощностей стоит учитывать два механизма. Первый – СИПР, отражающий технологический взгляд на дефицитные зоны. Второй – конкурентный отбор мощности (КОМ), который в целом подтверждает те же тренды, хотя цифры могут отличаться в силу различных методик расчёта (избыток считается по первой и второй ценовым зонам отдельно). Итоги недавно завершённого конкурентного отбора мощности на 2029 год по новой вероятностной методике показали, что в объединённой энергосистеме сохраняется избыток в размере около 4 ГВт сверх нормативного резерва.
Наблюдается значительный дефицит генерирующих мощностей в Сибири. При этом цифра, рассчитанная по методологии КОМ для маловодного года, естественно, учитывает работу майнинга и показатели, заложенные в Схему и программу развития электроэнергетики (СИПР) на период до 2031 года. С точки зрения КОМ, дефицит начинает играть ключевую роль уже с 2029 года, поскольку в этой методике оценивается именно дефицит резерва, в отличие от учёта фактического положения. Таким образом, существует некоторая временная сдвижка в оценках. Однако при любом способе расчёта базовый вывод остаётся неизменным: в Сибири складывается глобально дефицитный баланс, требующий принятия мер.
В европейской части страны критически важна динамика. Анализ начинали с избытка в 20 ГВт, а пришли к цифре всего в 4 ГВт. Эта тенденция, в сущности, подтверждает логику Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики, которая предусматривает масштабное строительство новых объектов к 2030 году. Динамика выбытия старых мощностей и роста электропотребления однозначно свидетельствует: избыток мощности исчерпан. И хотя методология КОМ оперирует укрупнёнными расчётами, объединяя европейскую часть, Сибирь и Дальний Восток в общие зоны, даже такие грубые оценки без учёта локальных проблем показывают, что общесистемные избытки мощности в стране закончились.
Каков ответ на этот вызов? До 2030–2031 годов должно быть введено почти 22 ГВт новых мощностей. Эта программа включает:
- Модернизацию атомных станций с заменой блоков на более мощные – 5 ГВт.
- Завершение строительства Загорской ГАЭС, уже учтённой в балансе.
- Строительство тепловых электростанций – 9,7 ГВт (при этом решения о закрытии Тюменской ТЭЦ-1 уже приняты).
- Ввод накопителей мощности – 3,5 ГВт.
- Развитие ВИЭ – 5,7 ГВт, включая 2 ГВт на Востоке и объекты по ранее проведённым конкурсам.
Параллельно планируется вывод 5,7 ГВт устаревших мощностей, например, при замене Артёмовской ТЭЦ или строительстве новых ПГУ в Хабаровске рядом со старыми станциями. Ресурс для искусственного торможения вывода мощностей, в том числе на Востоке, используется, но он явно ограничен. Аналогичная ситуация с атомной генерацией: существующие схемы выдачи мощности не позволяют одновременно работать и старым, и новым блокам, а строительство новых сетевых инфраструктурных решений для этого экономически нецелесообразно.
Таким образом, планируемые 22 ГВт – это необходимый ввод. При этом ВИЭ добавляют прежде всего киловатт-часы, особенно в восточных регионах, а атомная модернизация и новые тепловые станции (около 10 ГВт) дают прямой прирост баланса мощности на фоне вывода 3 ГВт. В контексте горизонта до 2031 года эти планы выглядят сдержанно.
Отдельный вопрос – состояние сетевого комплекса. Планы развития сетей существуют, они понятны и прозрачны. Накапливается отставание от технических проектов по приведению сетей в нормативное состояние, предписанное техническими нормативами. СИПР задаёт целевой образ сбалансированной и современной энергосистемы, однако в инвестиционные программы сетевых компаний, формируемые исходя из доступных ресурсов, попадают не все необходимые мероприятия или же их реализация сдвигается. В рамках СИПР предусмотрено 1051 мероприятие по развитию сетей 110 кВ и выше, из которых 250 – это строительство новых подстанций и линий, а остальное – реконструкция и замена оборудования на более мощное (как, например, перегруженных трансформаторов в Дагестане). Количество таких мероприятий растёт год от года.
Наконец, актуальная тема – центры обработки данных и майнинг. По экспертным оценкам, на сегодняшний день их потребляемая мощность составляет около 4,3 ГВт. Это данные по крупным объектам, которые изначально заявляли соответствующий вид деятельности при технологическом присоединении. Отсутствие отдельного кода ОКВЭД не позволяет провести нормативное разделение майнинга и ЦОДов, задействованных в иных вычислениях. Указанная мощность уже может быть потреблена, хотя фактический отбор пока ниже. Ещё примерно такой же объём мощности находится в высокой степени готовности: проекты имеют договоры на технологическое присоединение или получили технические условия. Вероятно, не все они будут реализованы, но текущий тренд сохраняется. Для контекста: избыток мощности в расчётах по КОМ для европейской части также оценивается в 4 ГВт.
Совет непостороннего
Председатель Правления Ассоциации «НП Совет рынка» Максим Быстров напомнил, что согласно Генеральной схеме, перед электроэнергетикой и смежными отраслями поставлены масштабные задачи: ввод до 2030 года 20 ГВт новых генерирующих мощностей и достижение к 2042 году уровня почти в 90 ГВт. Финансирование данной программы, по предварительным оценкам, потребует порядка 42 трлн руб. В условиях стабильной экономики реализация такого плана не вызывала бы вопросов, однако на практике ситуация сложнее. Растущий спрос на электроэнергию диктует необходимость ускоренных темпов строительства, особенно с учётом уже сформировавшихся и расширяющихся зон дефицита. Но ключевой проблемой являются ограниченные возможности финансирования. В текущих макроэкономических условиях привлечение столь значительных инвестиций затруднено из-за жёстких нормативов резервирования, лимитов на одного заёмщика и уровня процентных ставок. Кроме того, жёсткие требования по локализации оборудования не всегда соответствуют возможностям отечественного машиностроения, ограничивают конкуренцию и, как следствие, негативно влияют на конечную стоимость проектов.
Сжатые сроки реализации программы требуют немедленного начала работ. Однако наблюдаемая динамика, включая несостоявшиеся инвестиционные конкурсы без участников (КОМ) и отказы генерирующих компаний от капиталовложений, свидетельствует о системном кризисе. Сложилась парадоксальная ситуация: мощности либо не строятся, либо строятся по завышенной стоимости. В этих условиях очевидна необходимость разработки нетрадиционных механизмов покрытия дефицита. Данный вопрос активно обсуждается как на площадке Министерства энергетики, так и под кураторством вице-премьера Александра Новака. Идёт поиск решений по смягчению регуляторных требований, привлечению дополнительных источников финансирования и созданию новых инвестиционных инструментов. Одним из наиболее действенных, хотя и комплексных, направлений видится активизация собственной генерации потребителей. Развитие этого сегмента способно смягчить проблему дефицита. Работа ведётся на двух уровнях: регуляторном и со стороны рыночного сообщества.
Существует два принципиальных пути вовлечения потребительской генерации: это стимулирование строительства новых объектов, и использование уже существующих мощностей потребителей в дефицитных регионах.
Рассматривая первый путь, ключевой задачей является создание условий для нового строительства розничной генерации и её эффективной интеграции в рынок. В числе разрабатываемых мер – предложение о временном разрешении для объектов мощностью свыше 25 МВт работать в розничном сегменте, что сегодня регулируется жёстким лимитом. Необходимым условием для такого допуска должно стать наличие у потребителя долгосрочных (от 15 лет) договорных обязательств на оптовом рынке по фиксированному объёму мощности по принципу «бери или плати». Это подразумевает, что в периоды дефицита такой потребитель соглашается на приоритетное ограничение потребления, а в обычном режиме оплачивает превышение объёма по повышенному тарифу. Ожидаемые результаты: повышение точности планирования электропотребления, покрытие растущего спроса с меньшей нагрузкой на общий платёж за мощность в энергосистеме. Потребитель при этом получает долгосрочную фиксацию цены на мощность, ускоренное технологическое присоединение и дополнительные возможности для развития бизнеса, одновременно повышая надёжность работы оптового рынка. Для реализации данных мер потребуются изменения в нормативную базу. Особое внимание необходимо уделить вопросу применения требований локализации к подобным проектам. По экспертным оценкам, использование импортного оборудования может привести к кратного снижению приведённой стоимости электроэнергии. Электроэнергетика не должна становиться сдерживающим фактором для реального сектора экономики. В условиях дефицита отечественных мощностей и сжатых сроков, распространение общих требований по локализации на розничную генерацию представляется нецелесообразным, так как это, в первую очередь, бизнес-решение конкретных компаний. Также целесообразно пересмотреть данные требования и в рамках договоров предоставления мощности (ДПМ), чтобы обеспечить своевременное развитие инфраструктуры.
Второй путь предполагает использование существующей генерации потребителей для компенсации локальных, в частности сезонных, дефицитов. Актуальность этого направления подтверждается ситуацией в объединённой энергосистеме Юга. Потенциал розничной генерации уже частично признан: внесены изменения в пункт 33 Правил оптового рынка, допускающие ненаказуемую выдачу электроэнергии в сеть по команде системного оператора. Следующий шаг – создание механизмов, которые обеспечат не только возможность такой работы, но и справедливую экономическую компенсацию для генераторов. По оценкам Ассоциации «НП Совет рынка», эту систему можно внедрить в сжатые сроки без кардинальных изменений в законодательстве. Потребуется корректировка экономических отношений в части оплаты отклонений для потребителей-генераторов и урегулирование особенностей работы с гарантирующими поставщиками. В результате системный оператор получит оперативный инструмент: при угрозе дефицита он сможет отдавать команды на выдачу электроэнергии в сеть в рамках заранее согласованных с участниками объёмов и цен.
Ожидаемый совокупный эффект от реализации обоих направлений – значительное снижение дефицита генерирующей мощности. Важнейшее преимущество – скорость достижения результата по сравнению с традиционными инвестиционными циклами на оптовом рынке. Потребители с собственной генерацией получат возможность надёжного обеспечения энергией, взяв на себя часть ответственности за надёжность системы. Предварительные консультации показывают их готовность к такой модели. В перспективе это может создать основу для перехода к полноценным долгосрочным инвестиционным договорам и постепенной гармонизации условий на оптовом и розничном рынках. В настоящее время критически важно начать предметное обсуждение конкретных кейсов с потенциальными потребителями, – считает докладчик. Такие предложения уже формируются. Необходимо собрать мнения по предложенным механизмам и начать их реализацию оперативно, поскольку время для принятия решений ограничено.
Даёшь угля
Угольная генерация – отрасль не архаичная, – говорит Председатель совета директоров СГК Юрий Малявкин. По его словам, современные угольные электростанции по своим технико-экономическим показателям не уступают, а в некоторых аспектах и превосходят парогазовые установки. Однако ключевым ограничением остаётся финансовый ресурс. К сожалению, в современных условиях финансирование отрасли недостаточно. Основная генерирующая инфраструктура была унаследована от Советского Союза. В 1991 году средний возраст оборудования составлял 22 года, КИУМ тепловой генерации достигал 58–60% – такой показатель стал возможен благодаря плановой экономике и относительно низкой доле населения в структуре электропотребления. Доля станций старше 40 лет не превышала 11%, а нормативный показатель аварийности составлял 3%. Это была мощная, современная энергосистема, причём произведённое в стране оборудование поставлялось по всему миру. Следующая реперная точка – 2008 год. К моменту завершения реформы РАО «ЕЭС России» и принятия решения о первой программе ДПМ (договоров поставки мощности) оборудование существенно состарилось. Средний возраст генерации достиг 33 лет, КИУМ тепловой генерации снизился до 52%, доля станций старше 40 лет выросла до 32%, а аварийность увеличилась до 4%. Реализация ДПМ-1 была необходимой, но недостаточной мерой.
В 2025 году наша энергосистема имеет самый высокий средний возраст оборудования среди крупных экономик мира – 39 лет. КИУМ тепловой генерации сохранился на уровне 2008 года – около 51%. Доля старой генерации (более 40 лет) составляет 54%, а аварийность возросла в 2,5 раза. В ответ ужесточены штрафные санкции за ненадёжную работу, однако это не решает проблему. Аварийность и недоотпуск мощности растут, вслед за ними увеличиваются и штрафные изъятия. Из энергосистемы, преимущественно с тепловой генерации, ежегодно изымается порядка 26 млрд рублей. Для системы в целом эта сумма не критическая – её недостаточно даже для глубокой модернизации одной крупной станции. Однако для конкретных генерирующих компаний такое изъятие означает прямое сокращение ресурсов для ремонтов и поддержания надёжности. Для сравнения: 26 млрд рублей – это годовой ремонтный фонд примерно девяти электростанций мощностью по 1 ГВт. Эти средства необходимо вернуть в отрасль. Требуется разработка механизма их целевого возврата, например, пропорционально фактической выработке электроэнергии для стимулирования загрузки и надёжности, либо через увеличение платы за мощность для тепловой генерации. Механизмы могут быть различными, но действовать необходимо быстро.
Вторая системная проблема – инвестиционная. Используемое локализованное оборудование не всегда соответствует требуемому уровню качества. Это приводит к штрафам и неготовности по проектам ДПМ. Принципиально важно, что в формуле цены на мощность исторически не был заложен нормативный показатель аварийности. Его необходимо включить для отражения реальных эксплуатационных рисков. Особенно важно установить повышенный норматив на первый год после ввода объектов – так называемый период «детских болезней», когда устраняются недоработки подрядчиков, производителей оборудования и проектировщиков.
Возвращаясь к историческому анализу: мощность значительно состарилась, поскольку Советский Союз в среднем вводил около 5,5 ГВт новой генерации в год. Фактические темпы ввода с 1990 по 2025 год составили лишь около 2,3 ГВт в год. По расчётам, для сохранения возрастного баланса на уровне 1991 года недопоставка составляет примерно 2 ГВт мощности ежегодно. При текущей высокой стоимости капитальных затрат – порядка 5–6 млрд рублей в год на каждый гигаватт – это означает недополученные инвестиции в объёме 10–15% от конечной цены электроэнергии для потребителей. Именно экономия этих 10–15% на протяжении более чем трёх десятилетий и привела к текущему кризису старения. Проанализировав статистику с 2010 по 2024 год, мы видим, что доля затрат на электроэнергию в выручке промышленных предприятий в среднем по стране за этот период снизилась на 1,3 процентных пункта, или примерно на треть. Таким образом, дополнительные 10–15%, которые требовались для поддержания молодости энергосистемы, в принципе, вернули бы отрасль к уровню 2010 года. Аналогичная динамика наблюдается и у населения.
Однако не все потребители одинаково чувствительны к цене. Анализ показывает, что как для промышленности, так и для населения примерно 20% потребителей критически зависимы от стоимости электроэнергии. Для остальных 80% возможно рассмотреть дифференцированные решения, включая повышение тарифов для финансирования новой генерации. Существуют успешные отраслевые прецеденты такой политики. Например, в железнодорожных перевозках действует прейскурант №10-01, унаследовавший идеи С.Ю. Витте: тариф дифференцируется в зависимости от доли транспортной составляющей в конечной цене груза. Это позволяет привлекать максимальный объём перевозок, равномерно загружать инфраструктуру и в итоге снижать нагрузку на всех плательщиков. Аналогичный принцип мог бы быть применён и в электроэнергетике, считает докладчик (далее он был подвергнут критике за не совсем корректное сопоставление).
Возвращаясь к Генеральной схеме, докладчик предложил рассмотреть пример одной крупной генерирующей компании. В 2025 году в рамках всех программ ДПМ компания инвестировала 38 млрд рублей в модернизацию и новое строительство. На площадках было задействовано около 3500 строительных рабочих, плюс 15–20% инженерно-технического персонала, обеспечивающего стройку. После ввода нового блока потребовалось лишь 150 человек дополнительного эксплуатационного персонала. Если перейти к реализации планов Генсхемы, ежегодный объём инвестиций необходимо увеличить на 100 млрд рублей. Компания не обладает такими финансовыми потоками. Единственным вариантом является механизм долгосрочного контракта с авансированием или оплатой по факту осуществления инвестиций. Налицо кадровая проблема. Для реализации планов потребуется дополнительно около 14 000 высококвалифицированных строительных специалистов: монтажников, электриков, сварщиков. Их дефицит крайне высок. Ещё одна проблем – необходимость ежегодно наращивать эксплуатационный персонал на 450 человек, что составляет 2–3% годового роста. Где найти этих специалистов?
Это подводит энергетиков к главному вызову – демографическому. Возрастная пирамида в энергетике показывает средний возраст сотрудника около 43 лет, и он увеличивается на один год каждые три года. Молодёжь в возрасте до 30 лет составляет лишь около 20%, в то время как доля сотрудников предпенсионного и пенсионного возраста приближается к 30%. Отрасль проиграла битву за молодые кадры. Если в 2012 году соотношение средней зарплаты в энергетике к средней по промышленности составляло 1,4, то сейчас оно упало до 1,1. Молодой абитуриент выбирает профессию, ориентируясь на доход, и энергетика сегодня не выглядит привлекательной.
Поэтому ресурс необходимо искать внутри системы через инвестиции в производительность труда. В добывающих отраслях это происходит через внедрение крупной техники и автоматизации. Справедлива аналогия и для генерации. График зависимости численности персонала от установленной мощности блока показывает, что для малых блоков этот показатель почти вдвое выше, чем для крупных. Замена мелких устаревших блоков крупными и эффективными позволяет высвобождать человеческие ресурсы и перенаправлять их на новые объекты. Эта логика повышения капитало- и трудоёмкости должна быть заложена в основу пересмотра Генеральной схемы. Таким образом, для успешной реализации Генеральной схемы и омоложения отечественной энергетики требуется политическая воля, смелые регуляторные решения и чёткое понимание экономических и кадровых реалий отрасли, – считает докладчик.
Потребитель в целом поддерживает
Председатель Наблюдательного совета Ассоциации «НП Сообщество потребителей» Владимир Тупикин предложил несколько соображений относительно проблемы старения кадров, которая, на его взгляд, является общим вызовом для всех отраслей. Эта проблема тесно связана с изменением профессиональных интересов современной молодёжи. Есть два основных решения. Первое – это автоматизация и создание безлюдных производств, где каждое новое предприятие требует всё меньше человеческих ресурсов на единицу конечной продукции. Второе – воспитание профессионалов со школьной скамьи, начиная с 9-го класса, через профессиональную ориентацию, сотрудничество с техникумами и вузами.
Далее докладчик рассказал о проекте закона о содействии инфраструктурному развитию, который Сообщество потребителей в целом поддерживает, понимая, что регулятор видит системные риски в энергосистеме и предлагает решения. Отрадно, что одной из ключевых задач регулятора заявлен контроль над конечной ценой на электроэнергию – это крайне важный для потребителей принцип. Очевидные преимущества законопроекта – это синхронизация планирования, увязка стратегического и территориального развития, типизация решений, что позволит сократить сроки и стоимость строительства. Это также путь к технологическому суверенитету, развитию отечественного машиностроения.
Но важно, чтобы эта поддержка не привела к монопольному ценообразованию и искусственному завышению стоимости оборудования. Имея немногочисленные зарубежные аналоги, важно сохранить возможность опираться на международный опыт и оборудование при строительстве собственных объектов. Справедливо учитывать существующие «просадки», принимая решения, направленные на наполнение нашей системы мегаваттами. Эти решения касаются как оптового, так и розничного рынков. Отношение к идее «единого окна» в лице «Росэнергопроекта» можно охарактеризовать как нейтрально-позитивное. Ключевую роль играет не форма управления, а конечный результат, который можно выразить двумя словами: надёжность энергосистемы и конечная цена. Звучит просто, но достижение этой цели – задача крайне сложная.
В то же время при чтении проекта документа возникает впечатление, что он написан разными авторами, преследующими разные цели. Говоря о недостатках, нужно рассмотреть подход второго условного «автора», решающего общенациональную задачу слишком односторонне. Первое – это предложение о переводе всех потребителей с Единой национальной сети на распределительные сети. Дополнительная нагрузка на промышленных потребителей составит до 270 миллиардов рублей в год, исходя из данных членов ассоциации. Эта нагрузка ляжет на отрасль неравномерно. Одним из последствий станут потери региональных бюджетов по налогу на прибыль в размере примерно 42 миллиардов рублей в год. Бухгалтерская логика проста: вместо того чтобы получать налог на прибыль от потребителей, сети получат эти средства как затраты и налога не заплатят. Фактически, эти деньги также будут изъяты из регионов. 270 миллиардов в ценах 2025 года – это много, и такое системное решение, подобно ДПМ, останется на долгие годы. Но текущая геополитическая ситуация когда-нибудь закончится, объекты будут восстановлены, страна вернётся к мирной жизни. Однако эта инфляционная нагрузка очень быстро станет двукратной и трёхкратной в горизонте планирования СИПР.
Существует простое экономическое правило: продавцы должны способствовать росту платёжеспособного спроса. Платёжеспособный спрос – это потребители. Вместо стимулирования спроса создаются условия для выхода промышленности из единой энергосистемы. С государственной точки зрения такую ситуацию допустить нельзя.
Вторая история – это Take or Pay («Бери или плати») для всех. Сложно оценить окончательную нагрузку от введения этого принципа, который преподносится как безусловная оплата имеющейся сетевой мощности. Однако оплата будет поступать тарифицируемому субъекту электроэнергетики, что приведёт к легализации и финансированию за счёт потребителей так называемого регуляторного долга, или «регуляторного подвала», в размере порядка 350 миллиардов рублей. Никакого снижения тарифов от такой нагрузки не произойдёт. Этот прогноз подтверждает наш тезис о необходимости учёта платёжеспособности потребителей при разработке подобных инициатив.
И последнее – вопрос об авансировании строительства генерации. В принципе, логика понятна и решение в целом правильное. Однако непонятно, чьей именно будет такая авансированная генерация. Ответом на этот вопрос может стать встречное требование к получателям авансов в виде дополнительного залога, например, в форме депозита ценных бумаг или облигаций, который выступил бы обеспечительной мерой со стороны инфраструктуры против предоставляемого авансового платежа.
Избыток, который избыли
В 2015 году установленная мощность в энергосистеме России составляла 235 ГВт при максимальном потреблении 147 ГВт, – говорит директор Ассоциации «Совет производителей электроэнергии и стратегических инвесторов электроэнергетики» Дмитрий Вологжанин. – Избыток генерирующих мощностей достигал 15 ГВт с прогнозом роста до 20 ГВт. К 2018 году установленная мощность увеличилась на 33 ГВт, или на 15,8%, что обеспечило стабильность энергоснабжения и сохранило избыточный объём генерации. В начале 2020 года был введён в эксплуатацию последний объект в рамках программы ДПМ. Всего по данной программе было построено 136 объектов тепловой генерации общей мощностью 30 ГВт. Однако за период с 2008 по 2024 год было также выведено из эксплуатации почти 28 ГВт мощности.
На этом этапе, на взгляд докладчика, был взят недальновидный курс: с одной стороны, на массовый и ускоренный вывод генерирующих мощностей, с другой – на фактическую остановку нового строительства и модернизации. Для иллюстрации: в 2017 году РИА Новости сообщало, что дефицита мощности в энергосистеме РФ не предвидится в ближайшие 10–15 лет, а профицит может сохраниться до 2030 года. Но теперь риторика кардинально изменилась. По данным ТАСС, российская электроэнергетика стала недостаточно финансируемой, а резервы, созданные ещё в советский период, оказались исчерпаны. Требуется масштабная модернизация генерации и инвестиции в оборудование. Президент России Владимир Путин отметил, что нехватка электроэнергии уже сдерживает строительство промышленных объектов и инфраструктуры на Дальнем Востоке.
Кардинально изменилась ситуация с резервами мощности. Причина – в принятой недальновидной парадигме управления перспективным энергобалансом. На сегодняшний день уже сформировался дефицит мощности в энергосистемах Юго-востока Сибири, ОЭС Востока и ОЭС Юга. Согласно СИПР на 2031 год, в зоне дефицита находятся 11 территорий, включая Москву и Московскую область. На этом фоне следует отметить, что по расчётам Высшей школы экономики доля электроэнергии в себестоимости продукции для 90% промышленных предприятий России составляет менее 5%. При этом цена на электроэнергию в России остаётся одной из самых низких в мире. Однако Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики, согласно расчётам Минэнерго, предполагает увеличение конечной цены для потребителя в два раза к 2042 году. В связи с этим разрабатываются меры по оптимизации и сдерживанию роста тарифов, в том числе в рамках обсуждаемого проекта Федерального закона. Эти меры могут привести к потенциальной экономии в пределах 30–40% от прогнозируемого ценового ориентира, необходимого для реализации Генсхемы.
В условиях нарастающего дефицита в отдельных регионах и прогнозируемых в СИПР ограничений ключевой идеей должна стать смена парадигмы. Для потребителя наличие гарантированного мегаватта мощности становится не менее, а возможно, и более ценным, чем борьба за снижение цены киловатт-часа. Безусловно, ценовой параметр также важен, и представители генерации и потребители понимают необходимость его сбалансированности.
В рамках реализации Генсхемы предстоит построить 88 ГВт и модернизировать 64 ГВт мощностей, что требует огромных, более 40 трлн руб., инвестиций. Ключевой вопрос – как оптимизировать нагрузку на потребителя. Основным механизмом привлечения инвестиций сегодня является банковское финансирование. При ставке доходности проекта в 14% доля платежа за мощность, уходящая банкам в качестве стоимости денег, достигает 53%. Таким образом, финансовые институты становятся основными экономическими бенефициарами инвестиционных проектов в энергетике. Обсуждается механизм предварительного финансирования на инвестиционной стадии. Аналогичный работающий механизм уже применяется в программе газификации. Параметры такого финансирования могут включать базовый размер аванса в 30% от CAPEX. Денежные средства поставщик получает в стоимости действующей мощности, а в случае отказа от строительства обеспечивается возврат аванса с учётом доходности за пользование средствами. Жто позволит привлечь инвесторов для реализации проектов, мобили
зовать дополнительно более 6 трлн рублей (что эквивалентно 30% CAPEX) на цели строительства и модернизации в рамках Генсхемы и снизить платёж за мощность (ЦКП) до 20% в номинальных ценах. Запуск инвестиционных проектов в энергетике также даст мультипликативный эффект для смежных отраслей, рост ВВП и увеличение налоговых поступлений. Ещё один потенциальный механизм – либерализация рынка на сутки вперёд (РСВ) для населения с сокращением объёмов потребления, оплачиваемых по регулируемым тарифам, и адресной поддержкой социально незащищённых слоёв. Сегодня на РСВ поставляется около 20% электроэнергии по мощности (порядка 30% по объёму). Тарифы при этом убыточны для генераторов. Например, с 2011 по 2024 год цены на газ выросли почти на 100%, на уголь – на 115%, а средний рост тарифов РСВ составил лишь 50% в первой и 65% во второй ценовой зонах.
Отдельно необходимо отметить важность отечественного энергомашиностроения. Для выполнения темпов Генсхемы требуется ежегодный ввод порядка 5 ГВт мощностей – уровень, сопоставимый с программой ДПМ. Однако если в период ДПМ массово применялось импортное оборудование, то сейчас используется только локализованное. Готовность энергомашиностроителей, их производственные мощности становятся критическим фактором, требующим внимания не только со стороны генерации, но и профильных федеральных органов власти. В прошлом году был проведён долгожданный конкурсный отбор проектов строительства генерирующих объектов (КОММод). В результате из заявленных 2 ГВт парогазовых установок (ПГУ) было отобрано 1,7 ГВт, а из 5 ГВт газопоршневых установок (ГПУ) – лишь 1 ГВт. Совещания в Минэнерго и Минпромторге выявили ключевую проблему: неактуализированная расчётная величина капитальных затрат (CAPEX) в условиях для назначенных поставщиков. Если в рамках предыдущих конкурсов она составляла около 180 тыс. рублей за киловатт, то, по экспертной оценке, реальный уровень сегодня должен составлять 250–300 тыс. рублей за киловатт. Именно такой параметр позволил бы компаниям приходить на конкурсы и демонстрировать необходимые для страны объёмы строительства и модернизации.
Также Дмитрий Вологжанин обозначил ещё одну значимую экологическую проблему. Огромный объём инвестиционных ресурсов генерации расходуется на выполнение экологических мероприятий. Докладчик поддерживает необходимость экологического курса страны и программы «Чистый воздух». Однако в зонах действия этой программы сосредоточено около 40% генерации всей Сибири (17,6 ГВт по стране, плюс 3 ГВт в ОЭС Востока и Юга). Программа требует снизить выбросы на 20% в 12 городах и на 50% в 29 городах, что технически невыполнимо без компромиссов для энергоснабжения. При этом Сибирь – регион с опережающим ростом потребления, требующий наращивания генерации, что вступает в противоречие с жёсткими экологическими нормативами, не учитывающими экономический рост. Необходим особый подхода к квотированию в энергетике, способный в полной мере учитывать специфику текущей деятельности генерирующих компаний. Как известно, режимы генерации определяются не внутренними планами компаний, а диспетчерскими командами системного оператора в зависимости от текущей схемно-режимной ситуации и внешних факторов, включая погодные условия. Предлагаемый механизм должен избегать сценария фактического замораживания новых проектов лишь на основании исчерпания абстрактных лимитов на выбросы.
Что касается финансового измерения вопроса, по расчётам Ассоциации, совокупные затраты генерирующих компаний на обязательные экологические мероприятия в рамках реализации федеральных проектов «Чистый воздух» и требований по наилучшим доступным технологиям (НДТ) в период с 2024 по 2030 год составят 388 млрд руб. Эти требования носят безусловный характер, аналогичный правилам дорожного движения: их необходимо выполнять. Указанный объём финансирования представляет собой чрезвычайно серьёзный ресурс, который невозможно обеспечить в рамках существующих инвестиционных механизмов. В связи с этим планомерно продвигается инициатива по созданию новой институции – специального финансового инструмента, цель которого – аккумулировать инвестиционные средства для реализации крупномасштабных экологических проектов в электроэнергетике. Концепция данного инструмента детально разработана и в настоящее время активно обсуждается на различных экспертных площадках. Также внесено предложение об установлении моратория на ужесточение
экологического и климатического законодательства на период реализации новых проектов в рамках Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики и Схемы и программы развития Единой энергетической системы России. Данная мера призвана обеспечить защиту инвестиций и прав инвесторов в энергетический сектор.
Ударим электромобилем по бездорожью
Заместитель Генерального директора по работе с органами власти и корпоративным связям АО «МАЗ «Москвич» Татьяна Редько считает, что обсуждение энергетики будущего было бы неполным без рассмотрения транспорта на новых источниках энергии, без темы электромобильности. Электромобильность важна не только как элемент распределённой энергетики и повышения энергоэффективности, но и как потенциальный драйвер конкурентной модели развития для России, способной генерировать устойчивый поток инвестиций в долгосрочной перспективе. Считается, что именно электромобилизация может стать одним из таких ключевых направлений. Это комплексная, наукоёмкая отрасль, объединяющая зарядную инфраструктуру, автопроизводителей, научные институты и образовательные центры. Её стратегическая значимость подтверждается включением в перечень национальных проектов, призванных обеспечить технологический суверенитет страны.
Обращаясь к итогам года, докладчик отметила несколько знаковых новостей. С одной стороны, позитивным фактом является разработка и начало продаж десяти моделей локальных электромобилей. С другой стороны, данные свидетельствуют о недостаточной зрелости российского рынка: было зафиксировано значительное падение продаж на 30%. Ситуация обусловлена жёсткой денежно-кредитной политикой, падением платёжеспособного спроса, недостаточно развитой зарядной инфраструктурой и высокой стоимостью электромобилей. На цену, в свою очередь, влияет необходимый процесс локализации производства, который требует ускорения. Проблемой остаётся колоссальный патентный разрыв: если Китай ежегодно подаёт порядка 70 000 заявок на патенты, Россия – лишь около 20. В целом, по потенциалу промышленного развития Россия в текущих рейтингах занимает 72-е место. Для изменения этой динамики необходимо наладить системное межотраслевое взаимодействие. Одним из его действенных инструментов видится более тесная интеграция с энергетическим сектором.
Принципиально важно запустить направление, условно называемое «экономизацией технологий», когда технология становится основой конкурентного преимущества и инструментом увеличения капитализации компании. Примером такой технологии может служить концепция Vehicle-to-Grid, при которой электромобиль превращается в мобильный накопитель энергии, способный отдавать электричество в сеть в часы пиковой нагрузки. Это позволяет выравнивать графики потребления и повышать коэффициент использования установленной мощности энергосистемы. С точки зрения промышленника, ключевые проблемы энергетики, требующие совместного решения, можно свести к трём основным.
Первая – это глубокая интеграция электротранспорта в энергосистему. Для большинства автопроизводителей, включая автомобильный завод «Москвич», электромобилизация является стратегическим приоритетом. Для Правительства Москвы, одного из акционеров предприятия, развитие электрического транспорта – ключевое направление, охватывающее не только легковые автомобили, но и электросудостроение, а также средства индивидуальной мобильности.
Вторая проблема – растущие требования к качеству электроэнергии, обусловленные масштабной роботизацией и автоматизацией производства. На заводе «Москвич», например, работает более 350 промышленных роботов в цехах сварки, окраски и в системах внутренней логистики. Любые просадки напряжения приводят к остановкам производства, перезапуску сложных технологических циклов (таких как катафорезная окраска кузова), браку и прямым финансовым потерям.
Третья – развитие центров обработки данных (ЦОД), которые, конкурируя за доступ к мощностям, создают дополнительную нагрузку на энергосистему.
Принимая во внимание цели государственной концепции по развитию электромобилестроения, предполагающей достичь 10% доли электротранспорта к 2030 году, докладчик считает необходимым выстроить более эффективное взаимодействие между комиссиями РСПП по энергетике и электротранспорту, в том числе через проведение выездных заседаний и участие экспертов в работе профильных подкомиссий. Это позволит систематизировать действия и более полно учитывать актуальные тенденции в развитии российского автотранспорта.
Будьте проще, и народ к вам потянется
Генеральный директор компании «Транснефтьэнерго» Сергей Емельянов, сравнивая рынок электроэнергетики со зрелыми, состоявшимися товарными рынками в контексте качества продукта, обнаружил разницу. По его мнению, на зрелом рынке поставщик напрямую заинтересован в повышении качества товара, поскольку его снижение ведет к потере клиентов, что влечет за собой прямую финансовую и репутационную ответственность. В электроэнергетике системная работа по обеспечению качества электроэнергии как товара фактически отсутствует. Сетевые компании обладают гарантированным на десятилетия клиентом, лишенным возможности выбора. Осознавая эту монополию, они не несут реальной финансовой или репутационной ответственности за качество услуги, что является формой институционализированной безответственности.
В этих условиях потребитель оказывается поражен в правах и лишен действенных механизмов влияния на результат. Сложившийся нарратив сводится к констатации дефицита, неудовлетворенного спроса и необходимости избавиться от «плохих» потребителей. По сути, это диагноз системного дефекта рынка, где, несмотря на наличие платежеспособного клиента, готового платить, создаются искусственные барьеры для его обслуживания. Рынок фактически пытается избавиться от такого клиента под предлогом дефицита.
Существующие формальные показатели, такие как SAIDI и SAIFI, оценивающие частоту и продолжительность перерывов в энергоснабжении, не отражают полной картины. Яркий пример – масштабные отключения в Краснодаре в 2024 году и в Мурманске в 2026 году, когда потребители и бизнес оставались без электроэнергии неделями. Инциденты были классифицированы как обстоятельства непреодолимой силы (форс-мажор), но жара летом в Краснодаре или морозы зимой в Мурманске не являются неожиданностью. При этом потребители были отключены «бесплатно», хотя на рынке существует платная услуга управляемого ограничения нагрузки (Demand Response).
Другой показательный сюжет – показатель «Doing Business», оценивавший административные, а не физические процедуры технологического присоединения. В текущих реалиях 39 регионах Российской Федерации в технических условиях указываются отлагательные условия. Это означает, что присоединение к сетям не будет осуществлено до ввода в строй новых генерирующих мощностей. Когда товар (мощность) отсутствует в принципе, это снимает и вопросы к его качеству – парадоксальное, но эффективное с точки зрения поставщика решение.
Мировая практика управления, будь то концепции бережливого производства, системы 5S или Six Sigma, исходит из того, что крупные системные сбои являются следствием череды мелких нерешенных проблем, инцидентов и незначительных дефектов. Современная российская энергетика отгородилась от клиентов, которые трансформированы в «потребителя» и не имеют возможности влиять на поставщика, снижать цену или расторгнуть договор. Расследования отказов носят формальный характер: сетевые компании зачастую не участвуют в комиссиях, отрицая факт аварии на своем оборудовании. Провалы напряжения продолжительностью до минуты не считаются нарушением качества. Качество сервиса, как, например, в сбытовой компании, известной по невозможности дозвониться, остается крайне низким.
Таким образом, первостепенная задача – создать прямую, оперативную взаимосвязь между клиентом-потребителем и поставщиком услуги на уровне каждого мелкого инцидента. Стандартная отсылка к судебному разбирательству как универсальному механизму несостоятельна. Реальный пример: решение проблемы с качеством электроэнергии на одном объекте, начавшееся с переписки в 2017 году, через протоколы совещаний с участием Минэнерго и Системного оператора, вылилось в судебный процесс с 2023 по 2026 год с многочисленными экспертизами и заседаниями. За такой срок любой добросовестный потребитель может быть разорен. Докладчик предложил:
- Установить и законодательно закрепить четкий порядок приёмки в эксплуатацию приборов учёта, оснащенных функциями контроля качества электроэнергии и регистрации событий отклонения параметров.
- Внедрить обязательный сбор данных о качестве электроэнергии с таких приборов учёта и учитывать эти объективные показатели в актах выполненных работ и оказанных услуг.
- Ввести механизм автоматического снижения стоимости услуги за периоды, когда параметры качества выходили за установленные границы допустимых отклонений.
Данные меры станут практическим элементом прямого взаимодействия и финансовой ответственности. Это, в свою очередь, предоставит регулятору достоверную наблюдаемость за процессом: от мелких инцидентов к более крупным дефектам и отказам. Система, основанная на объективных данных, даже с допустимой погрешностью, будет на порядок эффективнее нынешней. Пока эти шаги не будут реализованы, все разговоры о повышении качества останутся гаданием на кофейной гуще, а потребитель будет продолжать оставаться пораженным в своих экономических правах.
Солнце, ветер и оптимизм
Директор Ассоциации развития возобновляемой энергетики Алексей Жихарев считает, что все прозвучавшие в докладах тезисы содержат важные рецепты для ответа на те вызовы, которые мы сегодня фиксируем. А вызовы эти в конечном счёте сводятся к слову «дефицит»: электроэнергии, оборудования, капитала. На это необходимо реагировать с учётом объективных ограничений, включая рост стоимости электрической энергии, закономерного желания потребителей контролировать этот рост, поскольку в итоге он оказывает серьёзное влияние на инвестиционную привлекательность проектов в ключевых секторах экономики.
Предлагаемые рецепты таковы. Во-первых, докладчик отметил текущие тренды ценовой конъюнктуры на рынке. Он подчеркнул, что возобновляемая энергетика (ВИЭ) превратилась из диковинки в полноценный источник электрической энергии, а в определённых аспектах – и мощности. Дискуссии продолжаются, но международный опыт уже демонстрирует подтверждение данного тезиса. Результаты отборов КОМ и КОМ-НГО, а также отбора проектов ВИЭ-генерации, состоявшегося в 2025 году, показывают, что если рассматривать исключительно электрическую энергию, то возобновляемая энергетика (солнце и ветер) – на данный момент наиболее доступный ресурс. Даже при обсуждении гарантированной мощности, когда в комплекс добавляются системы накопления энергии (СНЭ), данное техническое решение становится сопоставимым по стоимости с угольной генерацией, прошедшей через КОМ. То есть ВИЭ уже следует рассматривать не как экзотику, а как реальный инструмент решения проблемы дефицита электроэнергии и мощности. Аналогичная картина наблюдается и в сегменте мощности. Например, расчётная цена мощности для проекта КОМ на базе ПГУ превышает 8 000 ₽ за кВт. При использовании СНЭ, стоимость которых, как отмечено в различных источниках, значительно снизилась за последние два года и на нашем рынке, мы видим вполне конкурентные цены в сравнении с газовой генерацией и в разы меньшие, чем для угольной.
Это заставляет задуматься о системном подходе, и уже есть движение в этом направлении, например, на Дальнем Востоке, где в прошлом году Совет рынка впервые организовал дополнительный отбор для ликвидации дефицита. Однако подобные меры остаются точечными и пока не формируют долгосрочного устойчивого инвестиционного сигнала.
В настоящее время наблюдается пик ввода мощностей в текущем и последующих трёх годах – в среднем около 1,5 ГВт в год до 2029 года. Но несмотря на то что данная отрасль стала эффективной, доступной, а в России локализовано производство оборудования, после 2030 года значительных объёмов не запланировано. Это формирует серьёзный вызов для отрасли, которая готова помогать энергосистеме и потребителям решать вопросы дефицита и роста стоимости энергии, но не имеет объективной возможности участвовать в конкурентных механизмах оптового рынка такими комбинациями, как ВИЭ плюс СНЭ. Фактически, проводя дополнительные отборы, де-юре невозможно представить такое решение в рамках КОМ.
Ключевым аспектом является долгосрочность. Это подводит к необходимости пересмотра подходов к перспективному планированию развития энергосистемы. Данный вопрос детально обсуждался в целях выработки стратегий адаптации энергосистем и развития ВИЭ. Итогом полугодовой работы стал комплекс рекомендаций. Во-первых, это комплексный подход к определению ценности мощности. Дискуссии с экспертами и анализ данных показывают, что утверждать об отсутствии мощности у ВИЭ из-за погодозависимости и более низкого КИУМ не совсем корректно. Для сравнения, КИУМ ТЭС, фиксируемый с 1991 года, также демонстрирует тенденцию к снижению, приближаясь к отметке 50%. Во-вторых, это совершенствование подходов к долгосрочному планированию. При планировании на 18 лет вперёд всегда используются определённые предпосылки, которые могут устареть. К 2039 году могут появиться новые технологии, измениться ценовая конъюнктура или доступность оборудования. Поэтому в рамках восемнадцатилетнего горизонта целесообразно предусмотреть более краткосрочные периоды (8–10 лет), на которых гипотезы документа будут подтверждаться реальным конкурсным отбором. Речь не обязательно о полностью технологически нейтральном отборе, но о создании возможности для регуляторов и энергетического сообщества оценить, какие решения действительно доступны сегодня и кто готов поручиться за их стоимость.
На конкурсы по тепловой генерации инвесторы зачастую не приходят, и работает режим назначения. Для потребителей это создаёт ситуацию неопределённости: окончательная стоимость энергии и мощности от такого объекта станет известна лишь через 6–8 лет. Но если регулятор созрел для такого шага, предлагается предоставить возможность альтернативным участникам подать заявку и гарантировать обеспечение определённого режима энергоснабжения в дефицитном регионе за конкретную цену. Прогнозировать макропараметры, налоговые условия и конъюнктуру сложно. Однако эти переменные можно, как это делается в мировых практиках на основе двусторонних договоров вынести «за скобки». Внутри «скобок» инвестор отвечает за свои капитальные и операционные затраты, а также сроки строительства. Внешние переменные будут влиять на всех участников одинаково, что обеспечивает справедливость и прозрачность механизма.
В связи с этим докладчик привёл предложения на ближайшую перспективу. Во-первых, целесообразно инициировать пилотный конкурсный отбор генерирующих мощностей. Его логика такова: если в ходе планирования выявится потребность, например, в тепловой генерации, но инвестиционный интерес к ней окажется недостаточным, мы предоставим возможность участвовать инвесторам, готовым реализовывать проекты на основе иных технологий – солнечной, ветровой энергетики или любых других. Не исключено, что появятся предложения, которые сегодня неевозможно предвидеть: например, проект на основе водородной энергетики с установкой электролизёров. Инвестор будет обеспечивать покрытие энергетического дефицита своими техническими решениями. Принципиально важно, что участник отбора всегда отвечает собственными финансовыми гарантиями, предоставляя поручительство или банковскую гарантию за взятые обязательства. Во-вторых, необходимо совершенствование подходов к прогнозированию. Это критически важная задача, иначе у нас всегда летом внезапно будет наступать лето, а зимой – зима. Проблемы с точностью прогнозов, даже на ближайшие сутки, носят системный характер. Требуется комплексная работа с привлечением ключевых профильных организаций, ответственных за метеоданные. В-третьих, важно обеспечить полную синхронизацию понимания между Системным оператором и генерирующими компаниями относительно объёмов выработки электроэнергии в каждый конкретный момент времени – как в оперативной перспективе на сутки, так и в среднесрочной на месяц и год вперёд.
Строим национальное достояние
АО «Газстройпром» – один из крупнейших строителей промышленных объектов в России, – рассказал генеральный директор компании Николай Ткаченко. Организация объединяет более 100 000 специалистов, ключевым направлением деятельности является строительство объектов нефтегазового комплекса, и объектов энергетики – сети, подстанции, генерирующие мощности. Докладчик изложил предложения, как повысить эффективность строительства промышленных объектов в нефтегазовой отрасли, энергетике, горнорудной и металлургической промышленности. По его словам, сегодня часто можно слышать, что конкурсы не состоятся, стоимость мегаватта завышена и так далее. Каким образом снизить эту стоимость или, как минимум, добиться её полной прозрачности и обоснованности? Когда участник проекта понимает реальную цену и видит, что не переплачивает, он спокойнее относится к процессу. Более того, он может точнее рассчитывать свои силы и, что главное, быть уверенным: работа за эти деньги будет выполнена качественно. Ведь если объективно посмотреть на ситуацию в стране, множество объектов – прежде всего промышленных – брошено или законсервировано из-за недостроя. Частая причина: деньги закончились. Инвестор вложил всё, но не хватило тех же 20%. «Достроим потом» – иногда по факту означает «никогда».
Для всех отраслей энергетики вызовы схожие: дефицит финансирования, высокая стоимость денег, растущая цена ресурсов. Все мы видим, что за последние пять лет стоимость ресурсов для строителей выросла примерно на 80%. При этом официальный индекс-дефлятор составил лишь 37%. Цена по контракту, особенно в сфере госрегулирования, привязана к последнему, этот разрыв очевиден. В таких условиях, чтобы оставаться на рынке, приходится работать быстрее, искать внутренние резервы. Это требует совместных усилий всей отрасли: заказчиков, инвесторов, регуляторов, подрядчиков.
Что касается удалённых регионов – энергетика движется на Восток: в Хабаровский край, Якутию, на юг Сибири, в Забайкалье, планируется работа в Арктике. Выход в эти регионы – это пионерские проекты, современный аналог строительства БАМа: это по-прежнему подвиг, колоссальные затраты и высокие риски. Сроки окупаемости таких проектов – 180, 240 месяцев – могут не сработать. И мы вновь возвращаемся к той же проблеме: недостаточная подготовка, ошибки в бюджетировании или излишняя экономия ведут к тому, что деньги уходят «в трубу». В новых регионах могут работать только крупные, средние, надёжные компании. Стройка в сложных условиях не может быть дешёвой. Когда спрашивают, почему так дорого – единственный выход в прозрачном ценообразовании. Ведь базовые операции – будь то энергетика, переработка газа, монтаж металла, куб бетона или один стык – имеют объективную стоимость. Если выровнять и сделать прозрачными эти базовые стоимостные показатели, а также снять излишние ограничения на привлечение оборудования – неважно, российского, китайского или иного зарубежного, – именно за счёт этого и можно добиться существенной оптимизации.
Возьмём для примера общий объём инвестиций в отрасль, 42 триллиона рублей. Можем ли мы сэкономить 10%, 4 трлн рублей. Да, в первую очередь – за счёт настоящего партнёрства на базовом, «нижнем» уровне взаимодействия, о котором сегодня мало говорили. Обсуждали верхний уровень – заказчиков, потребителей, электроэнергию. А что нужно, чтобы сократить четыре триллиона? Опыт строителей подсказывает ответ: партнёрство инвестора-заказчика с подрядчиком, основанное на доверии. Доверие порождает прозрачное ценообразование. Прозрачность позволяет начинать подготовку к проекту заранее. Качество проектной документации улучшается. Следующий шаг – тиражируемые технические решения. Потенциал экономии в 10–15% капитальных затрат. Здесь важно помнить старую истину: «Лучше три дня потратить на разведку, а потом за пять минут долететь». Доверие, прозрачность, заблаговременная подготовка, участие подрядчика ещё до выпуска проектной документации, оптимизация и опережающие действия – вот формула успеха и основные резервы экономии. Ещё один важный аспект – бережливое производство в строительстве, особенно при строительстве линейных объектов, например, трасс. Мы можем перенести эффективные производственные системы, такие как поточный метод, и на другие линейные объекты. Если говорить о сложных регионах с сезонностью и логистическими трудностями, то оптимизация доставки – это ещё один ресурс для снижения затрат.
Отдельно нужно обратить внимание на тему централизации заказчика. У Газпрома этот подход отлично работает, давая колоссальный эффект. Поэтому, с точки зрения подрядного комплекса, создание единого заказчика или оператора в электроэнергетике, например, на базе Росэнергопроекта, видится оптимальным решением. Возможно, эффект проявится не в первый год, но через два-три года грамотной централизации это даст и типовые решения, и эффективное управление рынком – своего рода «суповой набор», где в комплексе реализуются и прибыльные мощные объекты, и необходимые сети. Это сокращает сроки, экономит деньги и через типовые решения снижает будущие эксплуатационные затраты.
В завершение докладчик остановится на горизонте планирования, особенно для линейных объектов. в «Газстройпроме» активно смотрят в сторону роботизации. При выходе в Арктику в перспективе пяти лет станет возможно применять роботизированные технологии для строительства ЛЭП и газопроводов – трубоукладчики, роботы, лидары. Вопросов по технологиям нет, нужно решить инфраструктурную задачу: создать широкополосную связь для управления этими системами в любой точке. «Организуйте связь везде, где нужно работать роботам». Подводя итог, докладчик напомнил, что строители выступают за справедливые и прозрачные цены, за поддержку отечественного промышленного строительного комплекса, чтобы в нужный момент было с кем строить. На одних только иностранных специалистах далеко не уедешь. Инженерно-технологический потенциал должен быть российским. Миссия Газстройпрома – гарантированная реализация проектов собственными силами и российскими инженерными компетенциями. Этот принцип должен быть характерен для всего промышленного рынка.
Инновации в помощь
Председатель совета директоров ООО «ИНГК» и представитель Ассоциации инновационных предприятий в энергетике «ЭнергоИнновация» Игорь Турусов говорит, что ИНГК – классический пример машиностроительного предприятия, обладающего комплексным опытом и компетенциями в области проектирования, разработки, изготовления и ввода в эксплуатацию компрессорного оборудования. Речь идёт, в первую очередь, о поршневых и винтовых компрессорах для низконапорных газов, газоперекачивающих агрегатах и энергетических газотурбинных установках. Производственный потенциал компании значителен: в Перми расположены два крупных завода. Один был построен самостоятельно, второй приобретён у компании, в своё время созданной совместно с Siemens для производства современных центробежных компрессоров. Ключевой особенностью предприятия является собственное конструкторское бюро численностью 120 человек, а также многолетний опыт комплексной поставки (пакетирования) оборудования для ведущих мировых производителей. Выполнена поставка винтовой компрессорной установки для Амурского ГХК на базе японского компрессора. Внешние ограничения повлияли на деятельность, что привело к активному переходу на сотрудничество с отечественными производителями и реинжинирингу некоторых решений.
Обращаясь к теме генерации, докладчик указал на парадокс. С одной стороны, растут тарифы на электроэнергию и требования к энергонадёжности, с другой – технологическое присоединение к централизованным сетям усложняется и дорожает. Для удалённых территорий Крайнего Севера и изолированных регионов Арктики такая инфраструктура зачастую отсутствует, при этом отмечаются регулярные сбои в энергоснабжении. В условиях снижения доступности централизованных сетей и ужесточения регуляторной среды мировая тенденция целенаправленно смещается в сторону распределённой генерации, где источник энергии располагается вблизи потребителя.
Возникает вопрос: какой тип генерации выбрать? Солнечные панели и ветрогенераторы нестабильны, дизельные электростанции – неэкономичны из-за высокой стоимости топлива и логистики. Газопоршневые установки, как правило, имеют ограниченную мощность, требуют чистого газа, капитальных фундаментов и регулярного обслуживания. Ключевым решением видятся газотурбинные агрегаты. Помимо стационарных установок большой и средней мощности, которые производятся такими гигантами, как «Силовые машины», «Рыбинские газовые турбины» и «СТГТ», и в проектах которых участвует ИНГК (изготовление КВО для Каширской ГРЭС и Пригородной ГРЭС), существует устойчивый рыночный запрос на малую мощность – порядка 2 МВт. Помимо реализации проектов по двум полностью локализованным энергоагрегатам, введённым в эксплуатацию на Бованенковском месторождении, учтён опыт эксплуатации множества передвижных газотурбинных электростанций ГТЭС-2,5, которых, только по данным статистики «Газпрома», насчитывается более 170 единиц в качестве резервных источник
ов. Поэтому инициативной разработкой стал проект энергетического газотурбинного агрегата мощностью 2 МВт для локальной распределённой генерации. Его сердце – собственная уникальная разработка компании: газотурбинный двигатель радиального типа, выступающий в качестве привода. Преимущество данной разработки в её основе. В отличие от осевых турбин, использовавшихся, например, в установках на базе двигателя ГТД-30-1 Пермского моторного завода (их производство сейчас свёрнуто), а также от украинского двигателя АИ-20 или зарубежных аналогов, эта турбина радиального типа – полностью отечественная и современная разработка. Учитывая, что более 75 турбин зарубежного популярного производителя, эксплуатирующихся в России, требуют замены, данный проект крайне актуален. Проект по созданию газотурбинного двигателя мощностью 2 МВт соответствует Перечню критической промышленной продукции в энергетическом машиностроении (приказ Минпромторга России от 14 марта 2024 года № 1029) и Перечню наиболее важных видов продукции для импортозамещения ПАО «Газпром».
Разработана концепция агрегата, выполнены все необходимые тепловые, прочностные и газодинамические расчёты, создана полная конструкторская документация. Изготовлена опытная партия из трёх газотурбинных агрегатов. Комплектация может быть разнообразной, с возможностью повышения КПД за счёт рекуператоров. Агрегат поставляется в виде модулей высокой заводской готовности (энергетический блок, вспомогательный блок, блок выхлопа), что гарантирует запуск на объекте в течение 72 часов, с целью сокращения этого срока до 48 часов.
В 2025 году построен собственный испытательный стенд в Перми, была получена престижная премия в области малой энергетики за его реализацию. Сейчас проводятся многоцикловые испытания. В качестве практического примера: на том же Бованенковском НГКМ вместо двух машин по 12 МВт (что избыточно для будущей эксплуатационной фазы с потребностью 6–8 МВт) можно было бы установить шесть 2-МВт агрегатов в качестве основных и два в резерве. Это решение было бы более экономичным, а оборудование впоследствии могло быть мобилизовано для других объектов. 2026 год является для разработки переломным. Планируется завершить заводские испытания и представить результаты потенциальным заказчикам, включая ПАО «Газпром», «Газпром нефть» и «Новатэк», для организации промышленной эксплуатации. Полностью собранный энергомодуль был представлен на Газовом форуме в 2025 году и вызвал значительный интерес, который к стабильным заказам на эту продукцию.
В сфере промышленной генерации газотурбинный привод обеспечивает получение малой мощности – речь идёт о мобильных установках высокой степени заводской готовности, а также о стационарных решениях. Стационарные установки мощностью 6, 12 и 25 МВт, предназначены для центров обработки данных и автономной энергогенерации. Их можно интегрировать в сеть, хотя для этого существуют определённые технические нюансы. Кроме того, предприятие изготавливает компоненты для турбин большой мощности – 65–70, 110, 130 и 170 МВт. В настоящее время идут переговоры с ближневосточной компанией, которая освоила производство аналогов мощных газовых турбин Siemens. Это перспективное направление для отечественного рынка, и компания готова выступить интегратором данного газотурбинного оборудования. В заключение докладчик отметил, что наша страна обладает значительными резервами нефти и газа. Однако резервов энергогенерирующего оборудования сегодня нет. Модульные блочные электростанции, после успешного завершения испытаний и запуска в серию, могли бы производиться крупными партиями. Но для этого машиностроителям необходим стабильный государственный заказ.
