На площадке Совета Федерации состоялся круглый стол на тему «Стратегические направления развития электрогенерации в Российской Федерации: модернизация, диверсификация и технологический суверенитет».
Мероприятие провёл сенатор, член Комитета СФ по экономической политике Михаил Борщев. Он отметил, что электроэнергетическая отрасль Российской Федерации – это фундаментальная часть национального топливно-энергетического комплекса, объединяющая весь цикл: генерацию, передачу, распределение, преобразование и сбыт электрической энергии. Она обеспечивает энергетические потребности всех секторов экономики и населения страны, а также осуществляет экспортные поставки. Россия является одним из крупнейших мировых производителей и потребителей электроэнергии, обладает полным спектром технологий в области электро– и теплогенерации, включая атомную промышленность, и практически не зависит от импорта первичных энергоресурсов.
Установленная мощность электростанций ЕЭС России достигла 264 ГВт и продолжает рост. В условиях новых вызовов перед отраслью стоят масштабные задачи, требующие консолидации усилий государства, регуляторов, генерирующих компаний и производителей оборудования. В соответствии с утверждённой Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики, для удовлетворения растущих потребностей экономики потребуется строительство 88,5 ГВт новых генерирующих мощностей, что позволит увеличить совокупную мощность энергосистемы России до 299 ГВт. Необходимо рассмотреть комплекс вопросов, определяющих облик будущей энергосистемы страны. Прежде всего – сосредоточиться на анализе разрабатываемых решений для покрытия перспективных дефицитов мощностей в Объединённой энергосистеме РФОт современности и эффективности этих мер напрямую зависит надёжность энергоснабжения растущей экономики и социальной сферы. Далее важно обсудить общую для всех генераторов проблему привлечения инвестиционных ресурсов. Действующие механизмы возврата вложенных средств начинают работать лишь после ввода объектов в эксплуатацию. Учитывая типичные сроки строительства и стоимость заёмных средств, целесообразно рассмотреть механизмы авансирования части затрат.
Особое значение имеют перспективы развития атомной генерации, – отметил сенатор. – Речь идёт не только о реализации крупных проектов – запланирован ввод 29 ГВт новых атомных электростанций, включая такие объекты, как Приморская и Хабаровская АЭС, но также о внедрении атомных станций малой мощности. Они могут стать ключом к устойчивому энергоснабжению удалённых и изолированных территорий. И отдельного внимания заслуживает потенциал гидроэнергетики, оцениваемый примерно в 8 ГВт. Необходимо уделить внимание её роли в повышении маневренности энергосистемы и обеспечении её экологичности – это особенно актуально в контексте глобальной повестки низкоуглеродного развития. И, наконец, ключевой темой для достижения технологического суверенитета являются меры государственной поддержки и локализации производства критически важного энергетического оборудования и компонентов. Без создания собственной технологической базы невозможно гарантировать долгосрочную стабильность и независимость нашего энергетического комплекса.
Системно оперируя
Председатель правления АО «Системный оператор Единой энергосистемы» Фёдор Опадчий пояснил иерархию планирования в электроэнергетике. Среднесрочный горизонт, укладывающийся в шестилетний цикл схем и программ развития, служит основным рабочим инструментом. Однако существует и генеральная схема до 2042 года, ключевая задача которой – заблаговременно определить условия, потребности и начать строительство объектов с длительным циклом, таких как атомные и гидрогенерационные станции, создав тем самым устойчивый спрос для отечественного машиностроения. По сути, этот документ, за исключением процедурных оснований для атомных станций, носит прогнозный характер. Более короткий, шестилетний горизонт планирования строится на иных принципах. Долгосрочный прогноз опирается на макроэкономические тренды, тогда как шестилетние схемы переводят ожидания развития экономики и отдельных отраслей через показатель электроёмкости в конкретные киловатт-часы спроса. В условиях волатильного мира эта задача невероятно сложна: цена ошибки в энергетике высока – это либо колоссальные финансовые потери, либо социальные последствия. Нельзя запланировать меньше необходимого, а избыточные мощности – это расточительство.
В логике текущего шестилетнего цикла (до 2031 года) новых мощностей, за исключением ВИЭ, не строится. Все сегодняшние решения нацелены на упреждающее создание заделов и недопущение прогнозируемых дефицитов. На сегодня такими зонами риска являются Дальний Восток, юго-восточная часть Сибири, южные регионы и Москва (с учётом потребности в резервировании). Здесь развитие планируется, исходя из необходимости создания пятипроцентного стратегического резерва. Этот запас критически важен, поскольку средний срок технологического присоединения для большинства потребителей не превышает трёх лет, а строительство даже тепловой станции занимает четыре-пять лет. Таким образом, работа строится в двух плоскостях: постоянно мониторим горизонт в пять-шесть лет вперёд и, видя угрозу дефицита, инициируем процедуры по его предотвращению.
К 2030 году по всем дефицитным зонам уже принят значительный объём решений о строительстве новой генерации: это 1030 МВт в Москве, около 500 МВт на юге, 1300 МВт в юго-восточной Сибири и масштабная стройка на Востоке, включающая как новые станции, так и замену выработавшего ресурс оборудования. К 2031 году нехватка мощности остаётся незначительной, однако на Востоке (Хабаровск, Приморье) требуется решение – либо новый энергоблок, либо накопители энергии. Отдельный вызов – изолированные энергосистемы, в частности, Сахалин. Там наблюдается рост потребления, есть проблемы с оборудованием, но отсутствуют привычные рыночные механизмы (например, ДПМ) для привлечения инвесторов. Финансирование нового строительства в рамках местного тарифа приведёт к скачку цен для потребителей области. Нормативная проблема требует срочного решения.
За горизонтом 2031 года появляются новые зоны прогнозного дефицита. В Дагестане – порядка 150 МВт, причём решение сильно зависит от эффективности борьбы с коммерческими потерями. Также дефицит киловатт-часов начинает прогнозироваться в целом для объединённой энергосистемы Сибири. Если ранее речь шла о пиковой мощности, то здесь – о базовой нагрузке. Генеральная схема предлагает решение – строительство Тельмамской ГЭС, однако по объектам гидрогенерации, заложенным в генсхему, практическая работа не начата. Учитывая длительные циклы, эти объекты вряд ли будут построены в срок, а значит, уже сейчас необходимо разрабатывать замещающие меры.
Комплексное развитие невозможно без синхронного роста сетей и генерации. Во всех упомянутых зонах решения по генерации должны быть подкреплены сетевым строительством. Ситуация с сетями сложнее: в отличие от генерации, где работают рыночные механизмы, инвестиции в сети зависят от государственного тарифного регулирования. Часть критически важных линий, хотя и включена в программы, пока находится лишь на стадии проектирования, а финансирование их реализации активно обсуждается. Без сетевой инфраструктуры дефицит не будет снят полностью.
Общий объём решений по новой генерации до 2031 года впечатляет – около 22 ГВт, или чуть более 4 ГВт в год. Это соответствует первой трети задач генеральной схемы. Однако, согласно генсхеме, начиная с 2031 года минимальный ежегодный ввод должен составить 5,6 ГВт плюс ещё 6 ГВт модернизации для замещения выбывающих мощностей. Таким образом, инвестиционный объём, спрос на оборудование и масштабы стройки в ближайшей перспективе должны лишь возрасти. Задача в 22 ГВт в текущих условиях – уже амбициозный вызов, но впереди ждёт ещё большее напряжение.
В рассмотренных прогнозах практически не учтён потенциально новый спрос со стороны IT-сектора, центров обработки данных и индустрии искусственного интеллекта. Заложенный прогноз был достаточно консервативным, и этот фактор добавляет неопределённости в долгосрочное планирование. В СО ЕЭС опирались на цифры прогноза социально-экономического развития, существовавшего два года назад. Однако ожидаемый спрос, в частности со стороны сферы искусственного интеллекта, прогнозом охвачен не был. Следовательно, перед нами стоит фундаментальный вопрос: будем ли мы строить энергосистему под этот спрос, и в каком объёме? Мы находимся в начальной стадии того экспоненциального роста, о котором сегодня говорили, но любой рост рано или поздно выйдет на иной, не экспоненциальный тренд. Таким образом, задача энергетиков сегодня исключительно сложна: спрос ещё не сформирован и не «приземлён» – нет ни технических условий, ни утверждённой генеральной схемы развития ИИ или подобных документов. Спрос формируется, он точно проявится в некотором объёме, но ключевой вопрос – в каком именно, ведь за этим последуют дорогостоящие решения по развитию энергосистемы.
В этой связи главный итог доклада таков: в этом году мы приступаем к актуализации генеральной схемы. На то есть как минимум две причины. Во-первых, сроки ввода объектов гидроэнергетики, запланированных на ближайшие годы, очевидно, будут скорректированы. Необходимо принять решение, чем их замещать, и, если замещать, – следует ли строить новые мощности. Во-вторых, это новый, дополнительный спрос. Кроме того, существует обновлённый прогноз социально-экономического развития. В пересчёте на киловатт-часы он близок к параметрам текущей генсхемы, но в нём не учтён геополитический фактор. Поэтому в этом году будет запущен процесс актуализации. Предстоит вновь согласовать все исходные данные – как экономические, так и технологические. Для решения проблемы дефицита уже пошли на меры, сохранив значительный объём генерации, запланированной к выводу. Для этого требуется отдельная программа финансирования мероприятий по «дожитию» этих мощностей. Понятно, что этот ресурс конечен. В условиях дорогих денег и высокой нагрузки на экономику от нового строительства мы вынуждены идти на такие шаги. Однако оборудование не сможет работать качественно, и мы столкнёмся с ростом аварийности.
В перспективе, условно говоря, этот «долг» придётся вернуть – сделав это после 2030-2031 годов, когда всё продлённое оборудование должно быть замещено. Следовательно, объём необходимой модернизации окажется выше, чем заложено в текущем прогнозе. Все эти сценарные условия необходимо в течение года обсудить в широком кругу, чтобы в следующем году провести необходимую корректировку. Предстоит огромный объём инженерных расчётов для определения наиболее эффективного размещения объектов. Цель – утвердить обновлённую генеральную схему к концу следующего года.
Гигарубли и мегаватты
Директор Департамента развития электроэнергетики Минэнерго РФ Андрей Максимов отметил, что и построенные на основе генеральной схемы до 2042 года – схемы и программы развития, СИПР – постоянно обновляются и утверждаются приказом министра. Основой для СИПР служат запросы потребителей, прежде всего заявки на технологическое присоединение. Кроме того, учитываются особые перспективные решения. Первое – это Москва и Московская область. Здесь, помимо классического пятипроцентного резерва, предусмотренного при формировании СИПР, заложен дополнительный резерв на 10% роста. Схема и программа развития для этого региона уже рассчитаны. Второе – это запрос на развитие искусственного интеллекта. Энергетики рассматривают его с точки зрения генерации и сетей, однако со стороны сообщества, с точки зрения потребления, запрос пока не сформулирован. Планов развития на уровне правительства также нет. Сейчас эта работа ведется совместно с Минцифры, Минэкономразвития и курирующим вице-премьером. В начале этого года необходимо сформировать долгосрочный цикл планирования, хотя бы на 5–10 лет, чтобы учесть объемы для крупных центров обработки данных.
Происходит постепенное разделение центров обработки данных и майнеров. Недавно принято законодательство, позволившее легализовать майнинг, внести его в реестры. С точки зрения управления энергосистемой правительством приняты решения по ограничению объемов потребления для майнинга в дефицитных энергоузлах. Четко разграничили: майнеры и ЦОДы – это совершенно разные категории, и управление ими с точки зрения энергетики и надежности будет принципиально различным.
Принятые решения позволили частично разгрузить Сибирь, особенно в период осенне-зимнего максимума, и обеспечить прохождение зимнего сезона без существенных нарушений. Однако формирование долгосрочного прогноза – необходимость. Решения в энергетике всегда долгосрочные. Ни одна станция за четыре года не строилась, это факт. ВИЭ успевают, потому что привозят готовые решения, а остальные проекты уходят за горизонт пяти лет. То же самое с крупными сетевыми стройками высокого напряжения, которые всегда связаны с развитием энергосистемы, и чаще всего генерация без сетевых решений невозможна. Долгосрочный прогноз нужен для того, чтобы не оказаться в ситуации, когда мощности исчерпаны, а мы просто не успели принять решения по финансированию и строительству.
Мы также сталкиваемся с возможностями энергомашиностроителей. Правительством принято решение о максимальном уровне локализации. То есть всё, что может быть произведено в Российской Федерации, имеет соответствующие требования. Мы применяем эти требования и на этапе модернизации, и на этапе новых строек, но иногда сталкиваемся с вопросами, что машиностроители уже переносят сроки реализации части решений. Таким образом, вопросы финансирования и «железа» тесно связаны. Если пройтись по заявленным темам принятых решений и ближайших строек, то это практически гигаватт для Москвы и Московской области. Конкретные цифры: там около 2,5 ГВт. Для Сибири – 2,4 ГВт ВЭС. Для Дальнего Востока – 1,5 ГВт, включая модернизацию. На Дальнем Востоке мы сейчас отрабатываем возможность более быстрого строительства объектов ВИЭ, потому что там 1,6 ГВт объектов по солнцу и ветру позволит обеспечить необходимый объем электроэнергии на горизонте полтора-два года. Все остальные проекты строятся существенно дольше.
Также есть вопросы по атомной и гидрогенерации. Атомная и гидрогенерация, с учетом длительных сроков проектирования и строительства, превышающих десятилетие, учитываются в генеральной схеме размещения. Мы согласовываем эти планы: по атомной генерации – с компанией «Росатом» как монополистом, по гидрогенерации – с несколькими инвесторами, готовыми реализовывать проекты. По атомной генерации в генсхеме определены Кольская АЭС-2, Курская АЭС-2, Смоленская АЭС-2, Южно-Уральская АЭС, АЭС в Ростовской области и Краснодарском крае, Южно-Уральская и Сибирская АЭС – крупные блоки. К 2037 году в Северске будет построен опытно-демонстрационный энергоблок на 300 МВт. На Дальнем Востоке обозначены Приморская и Хабаровская станции с разными сроками ввода. По генсхеме Приморская стояла на 2033–2035 годы, Хабаровская – на 2041–2042. Но Росатом прорабатывает возможности ускоренного строительства, прежде всего Хабаровской станции, чтобы снять нарастающие риски дефицита на Дальнем Востоке. Кроме того, ряд решений по небольшим станциям в энергоузлах, работающих несинхронно с энергосистемой: это Норильская, Якутская, Чукотская и Баимская станции.
С точки зрения гидроэнергетики: в рамках генеральной схемы и согласно решениям президента определены приоритетные проекты строительства ГЭС и ГАЭС. При значительных объемах инвестиций в строительство они позволяют в дальнейшем получать электроэнергию с минимальными издержками и обеспечивают возможность регулирования энергосистемы. Их управляемость позволяет нивелировать колебания со стороны потребителя и уравновешивать увеличение объемов ВИЭ, планируемое в обоих энергоузлах. Приоритетные проекты: Ленинградская ГАЭС, Загорская ГАЭС-2, Лабинская ГАЭС-2, Балаклавская ГАЭС, Крапивинская ГЭС, Ивановская ГЭС, Мокская, Тельмамская, Нижне-Зейская, Приморская ГРЭС, Нижне-Ниманская ГЭС и Канкунская ГЭС.
В рамках этих проектов идут переговоры на уровне Правительства о финансировании, поскольку гидрогенерация, наряду с атомной, одна из самых затратных. Подход пока сводится к попытке получить софинансирование из федерального бюджета хотя бы для затрат, относящихся к водохранилищам, потому что иначе рост цен для потребителей становится слишком значительным. Процесс бюджетного финансирования сложен: ГЭС будет в частной собственности, а водохранилище останется федеральным, поэтому и нужно решение на уровне Правительства.
В части сетевых решений, сети подлежат государственному регулированию, и вопрос скорее в скорости принятия решений. Решения по объектам, необходимым для строек, приняты в рамках прогноза социально-экономического развития на три года, соответствующие тарифные решения утверждены. Проекты, которые остались, достаточно затратные и упираются также в технологические вопросы, например внедрение линий постоянного тока сверхвысокого напряжения. Здесь есть вопросы финансирования, поскольку по технологии приходится перенимать решения, например, китайских товарищей. Вопросы финансирования так или иначе будут решены. Бюджетного финансирования скорее всего, не будет даже в планах, но финансирование за счет потребителей – в рамках правительства возможно определить. Решения приняты с точки зрения того, где и что строить. Финансирование пока погружено в инвестиционные программы в рамках проектных решений: компания «Россети» уже прорабатывает конкретные технические решения с коллегами, включая совместную рабочую группу с Китаем.
Машина, не подведи
Руководитель Департамента машиностроения ТЭК Минпромторга РФ Денис Кляповский подтвердил, что вопросы от энергетиков к отечественным машиностроителям действительно были и остаются. Приложены все усилия для их решения, используется спектр действующих мер поддержки. Проект по газовой турбине – пример прямого государственного субсидирования разработки новых типов оборудования. Там, где это возможно, применяются специальные инвестиционные контракты, такие как СПИК-2, которые позволяют считать оборудование российским ещё на этапе строительства производств. Ключевой мерой, о которой просили заинтересованные компании, является создание кластерной инновационной платформы при поддержке Фонда развития промышленности. В последние годы активно предоставляли кредиты машиностроителям на развитие предприятий по производству газовых и паровых турбин. В рамках национального проекта заложены и новые меры поддержки, такие как организация обратного инжиниринга для изготовления иностранных запасных частей, установленных в энергосистеме.
Что касается текущей потребности, в Минпромторге в 2025 году совместно с Минэнерго подписали баланс спроса и предложения. Сейчас этот баланс актуализируется. До 2031 года все потребности энергетиков будут обеспечены. Однако с 2032 года прогнозы вызывают вопросы: озвучиваются значительные цифры, но от Минэнерго приходят иные данные. Виден риск, что наращенные мощности у машиностроителей могут впоследствии простаивать. Поэтому ключевая задача сегодня – найти тонкий баланс возможностей. Виден насыщенный портфель заказов на 2026-2027 годы, но уже на 2028-2029 годы заказов у машиностроителей практически нет. Это в первую очередь касается сегмента гидроэнергетики. Решения о новых стройках не принимаются, и предприятия, изготавливающие гидротурбины, не увольняя людей, переводят их на другие сектора. В атомной отрасли госкорпорация обладает генерирующими активами, и мощным машиностроительным комплексом и справляется самостоятельно. Но запрос касается паровых турбин, он связан с внутренними задержками на производстве. Есть основания считать, что в 2026 году будет принято решение либо заключить СПИК, либо справиться собственными силами, для решения этой проблемы.
В тепловой генерации с газовыми турбинами ситуация аналогична: заказов на 2028-2029 годы нет. По объектам ВИЭ все заключённые специнвестконтракты пока достаточны для реализации принятых решений, поэтому новых проектов на 2026 год не планируется. Есть обращение Удмуртской ТЭЦ о переходе на турбины ГТЭ-170. Если ранее обсуждалась замена российского оборудования на иностранное, то сейчас речь о замене российского на российское. Есть вопросы по срокам ремонта и эксплуатационным характеристикам. В нацпроекте заложено, что необходима новая, модернизированная версия; этот процесс в проработке. Такую турбину надо сохранить в энергобалансе, в следующей, улучшенной модификации. На сегодня у производителя есть договор с «Технопромэкспортом» и следующий договор с «Газпром энергохолдингом» на три турбины для Новочеркасска. Известно, что у этих машин регламентные остановки предусмотрены на 8 и 16 тысяч часов. Эксплуатирующие организации сравнивают их с иностранными аналогами и хотят минимизировать простои. Этот запрос есть, техническое задание направлено. Если новая модификация будет поставлена в этом году, то она будет соответствовать всем мировым аналогам. На ТЭЦ «Ударная» такая турбина уже наработала более 11 тыс. часов. Такая же машина успешно работает на ТЭЦ в Ивановской области. Это модификация М1, которая отличается от агрегатов, изготовленных с 2008 по 2012 год. Турбины «Силовых машин» на этом проекте пока не запущены, первая турбина предназначалась для объекта в Кашире. Но к концу года на станции начнутся пусконаладочные работы, и тогда многое прояснится.
Где-то плюс, а где-то минус
Глава ПАО «Т Плюс» Павел Сниккарс развил тему инновационного оборудования. Компания ожидает поставку газовой турбины ГТЭ-65.1. Контракт заключен, заказчики уже посетили производство. Эта машина входит в перечень проектов по инновационным технологиям «суверенитета». Поставка газовой турбины ожидается в январе 2027 года. Но ключевой момент: почему этап строительства станции занимает у нас не четыре или пять лет, а семь. Сначала возводятся главный корпус, дымовая труба, дизель-компрессорный блок – все основные элементы – а затем целый год идут испытания газовой турбины уже на подготовленной площадке. После этого часть корпуса разбирается, газовый тракт переносится, и идёт достройка до полноценной станции, работающей в парогазовом цикле – установка паровой турбины, котла-утилизатора и так далее. В итоге всё приводится в нормальный, рабочий формат. Обычно процесс идёт иначе, но у нас нет типовых испытательных площадок для таких турбин. Поэтому процесс проходит непосредственно внутри энергетического комплекса станции.
Тема быстрых изменений привела к своеобразной «болезни роста» – как у детей, когда организм быстро развивается, а другие системы пытаются компенсировать это. Последние десять лет в энергетике боролись с неэффективностью – что объёмы мощности были велики, поскольку экономическая, социальная и политическая картина рассчитывалась не только границами России, но и кооперацией промышленности, расположением основных центров энергонагрузки в границах Советского Союза. Затем мы получили новые границы и начали развиваться внутри них. В некоторых местах мощности были заложены с превышением – помните политику поиска эффективности, незагруженность, «паровозы». Яростную критику вызывала тема модернизации, конкурентный отбор мощности на модернизацию, когда «реставрировали паровозы». Они были дешевле на 40–60%, почти вдвое по сравнению со строительством новых станций. Сейчас фактически вся эта энергетика, паровая и базовая атомная, обеспечивает резерв надежности. А жизненный цикл создания новых объектов показывает, что все столкнулись с этой «болезнью роста». Это не только Россия – весь мир. Изменения происходят очень быстро, и вопрос адаптации критичен. Если мы берём конкретный проект – например, строительство ГТ-65 с инновационной турбиной – это семь лет. При этом нужно понимать: для города с населением 300 тысяч она должна выдавать ещё и тепловую энергию. Вряд ли за десять лет появятся плюс 20 градусов – климатические изменения идут не столь стремительно. Поэтому в этой части мы находимся в своей климатической зоне – это тоже часть наших условий и проектных решений.
Тема конкурентного отбора на модернизацию – это правильный подход. Решения по модернизации действующих станций, если инвесторы или собственники готовы брать ответственность и гарантировать дальнейшую работу на уровне пятнадцати лет по экономически доступной цене – мощности, которые нужны экономике сегодня, но уже амортизированы и имеют ценовое давление – такие инструменты нужно использовать. Необходимо дать рекомендации по поддержке и продлению данного механизма.
Ещё один «философско-экономический» вопрос. Видно, что инвесторы в мире готовы вкладываться в энергетику. У нас энергетика – достаточно зарегулированная отрасль, но она открыта для входа. Ограничений «не построить станцию» – нет. Есть технические требования: приходите и стройте. И вот парадокс: коллеги из ЦОД просят «Дайте нам мощность». Но если она нужна – возьмите её; если деятельность рентабельна и эффективна – почему инвестор не создаёт генерацию сам? Это закон рыночной экономики: ограниченные ресурсы, конкурентное преимущество – получайте его. Но пока идет плановое административное выдавливание определённых параметров из действующих энергетиков. Конкурсы не состоятся, потому что именно рост стоимости, о котором говорит Минпромторг – плата за технологический суверенитет в промышленности, в строительстве, в стоимости денег. Нельзя брать динамические ряды экономики последних десяти лет – когда в рамках другой геополитики было доступно оборудование с другими параметрами и курсами – сравнивать две контрольные точки и говорить: «всё выросло». С точки зрения экономики так бывает, инвесторы демонстрируют эту историю. Если есть запрос от энергетиков, то энергетики должны получать должную компенсацию и иметь экономические параметры, которые убедят банки выдавать кредиты. Промышленность жалуется, что нет контрактов в 2027–2028 году, потому что ценовые параметры, предлагаемые по этим контрактам, не устраивают ни один банк в экономической модели, и нет источников инвестиций со стороны электроэнергетиков. Если коллеги верят в своё производство – пусть покупают долгосрочные контракты на изготовление. Генеральная схема одна для всех. Покупайте, делайте турбины – будьте уверены, что их купят. Кто заплатит – вопрос лишь в этом. Мы пока делим риски финансовой ответственности, не решая проблем, а толкаемся локтями. Если относиться внимательнее к развитию электроэнергетики, то первое – нужно индексировать текущие ценовые параметры, чтобы сектор стал инвестиционно привлекательным. Тогда таких проблем не будет. И мы не будем отбиваться от инвесторов – то они не будут стоять в очереди три-пять лет, как в США, чтобы присоединиться, а будут стоять в очереди за инвестиционными проектами на строительство станций. Источником инвестиций служит чистая прибыль и заёмные средства. Если объём инвестиционных обязательств начинает превышать прибыль, то где искать дополнительные ресурсы? Эти проекты – длинноцикловые, реализация занимает 8, 10, даже 12 лет. Можно разложить источники по составляющим, понять, кто получил чистую прибыль, очистить от бумажных обстоятельств (отложенные налоговые обязательства, возможности различных бумажных историй и так далее) и выйти на реальные показатели экономики. Никто не отказывается от этого, это вполне осуществимо. Задача – работать с реальностью.
Второй философский вопрос – в части тепловых электрических станций. Если есть возможность вырабатывать два ресурса одновременно, и они имеют ограничения по объёму продаваемой мощности, возможно, механизмы выбора стоит пересмотреть. Соревноваться в экономике капитальных затрат между блоком на 100 МВт и блоком на 800 МВт невозможно. Удельные затраты блока 800 МВт всегда будут ниже при сопоставимых на 70–80% общих затратах. Это не оспаривание, нет желания обидеть коллег с крупными блоками – но необходим взвешенный подход. На уровне правительства, возможно, будет достигнута золотая середина.
И третья философская тема – отработка типовых решений для локализованных турбин. Если мы стремимся к технологическому суверенитету и хотим развивать эту историю дальше, то необходимо принимать решения о наилучших характеристиках оборудования для последующей типизации уже на начальном этапе. Иначе, как справедливо отмечают коллеги придется ждать следующей модернизации, версии 2.0, третьей или даже четвёртой. И тогда возникает вопрос, как дожить до прекрасной эпохи, когда мы сможем типизировать уже третью или четвёртую версию, чтобы действовать уверенно? Здесь есть и проблема со страхованием. Страховщики называют инновационные механизмы, эти головные образцы, «особыми случаями». В отношении турбин, которых пока нет – скажем, по ГТЭ-65 это стало огромной проблемой. Договориться со страховыми компаниями в принципе чрезвычайно сложно. Это отдельная история регулирования, особые условия стоимости, и они не желают брать на себя такие риски.
Атомная реальность
Представитель Росэнергоатома Александр Хвалько напомнил, что базовый спрос в стране покрывает, прежде всего, атомная генерация. Что касается накопителей энергии, например на Дальнем Востоке, как было предложено – это пока ещё тема дискуссии и точка роста для технологических решений. В настоящее время Концерн «Росэнергоатом» сохраняет лидерство по выработке электроэнергии, в эксплуатации находятся 31 энергоблок общей установленной мощностью 28,6 ГВт. Эта цифра включает большие АЭС, и уникальную плавучую атомную теплоэлектростанцию мощностью 70 МВт. 31 декабря 2025 года произошло знаменательное событие: был введён в опытно-промышленную эксплуатацию энергоблок №1 Курской АЭС-2 мощностью 1200 МВт. Сейчас ожидается его аттестация и выход на оптовый рынок электроэнергии в ближайшее время. Параллельно в высокой степени готовности находится второй блок Курской АЭС-2, продолжается сооружение третьего блока, а также блоков №3 и №4 Ленинградской АЭС.
Согласно Генеральной схеме, к 2042 году Росатом планирует достичь доли атомной генерации в 24% от общей выработки в стране, увеличив парк до 38 энергоблоков общей мощностью около 29,3 ГВт. В этот портфель войдут 21 блок большой мощности, 6 – средней и 11 – малой. Прогнозируемый годовой объём выработки атомной энергетики к тому времени составит порядка 351 миллиарда киловатт-часов.
Отдельно Алеександр Хвалько остановился на проектах Дальнего Востока, Хабаровской и Приморской АЭС, реализуемых в соответствии с поручением Президента. Первоначальные планы скорректированы в сторону ускорения. По Приморской АЭС (два блока по 1000 МВт) ведётся плотная работа с региональными властями, идут инженерные изыскания и подготовка к общественным слушаниям на новой площадке близ реки Раздольной. Целевые сроки: начало строительства первого блока в 2027 году, ввод в эксплуатацию – в 2033-м, второго блока – в 2035-м. По Хабаровской АЭС (блоки по 600 МВт) Госкорпорация подтвердила готовность к началу строительства в более ранние сроки, начиная с 2037 года, в связи с ростом потребностей региона. Площадка выбрана в Солнечном районе, у села Эворон. Проектно-изыскательские работы уже ведутся.
Атомное строительство – процесс длительный, занимающий 10 и более лет. Однако, как верно было отмечено, Росатом строит на десятилетия вперёд. Срок эксплуатации современных блоков составляет минимум 60 лет, а с учётом продления – до 100 лет и более. На этой шкале времени затраты на строительство экономически оправданы. Говоря о международной деятельности, Росатом является абсолютным лидером на мировом рынке сооружения АЭС большой мощности, занимая на нём порядка 90%. Лидирующие позиции также сохраняются в полном ядерно-топливном цикле – от добычи урана до фабрикации топлива. На юге России предварительно определена площадка для АЭС (два блока по 1200 МВт) с ориентировочными сроками ввода в 2036–2039 годах. Этот проект важен для замещения дефицита генерации в макрорегионе.
Александр Хвалько поднял следующий вопрос: при планировании и строительстве приходится руководствоваться принципами коммерческой эффективности и абсолютной референтности энергоблоков. Однако текущие условия ограничивают горизонт для внедрения новых, в том числе инновационных, технологий, так как не оставляют ресурсов для необходимых научных изысканий. Пример – существовавшее ранее правило, которое освобождало новые, инновационные блоки от штрафных санкций за отклонения от режима нагрузки в первые 12 месяцев промышленной эксплуатации. Это позволяло обкатывать новое оборудование без финансовых рисков. В 2017 году эта норма была отменена. Сегодня Росатом строит станции на отечественном оборудовании и по российским технологиям. Курский блок – тому подтверждение: в нём используется совершенно новое оборудование по всей цепочке. Штрафовать такую станцию за отказы нового, впервые испытываемого в реальных условиях оборудования в первый же год её работы – контрпродуктивно. Это сдерживает технологический прогресс. Поэтому Александр Хвалько попросил рассмотреть в рекомендациях возможность возврата к практике предоставить новым блокам определённый «период терпимости», например, возможность отклоняться от номинала до 20% в первый год без применения штрафных санкций. Это будет важным шагом для поддержки инноваций в отечественной атомной энергетике.
Фёдор Опадчий поддержал позицию коллеги, подчеркнув: проблема несправедливых штрафов существует. Даже на модернизированных станциях после замены турбины или котельного оборудования, капитального обновления – в первое время наблюдается высочайшая аварийность, такова суровая правда. Импортозамещение затрагивает всю цепочку поставок. Сам проект может быть годами отработан, но материалы и компоненты – новые, как и сами поставщики. Но предложение требует глубокого обсуждения. Если мы строим в зоне дефицита, нельзя довольствоваться лишь объяснениями для отключённых потребителей. Необходимо заранее закладывать резервы – те самые 5% затрат при вводе новых станций, – учитывая, что они должны работать со стопроцентной готовностью. Если мы ослабим систему ответственности, отменяя штрафы, то что делать в условиях дефицита? Следует взглянуть на проблему чуть более комплексно. Далее благообразие совещания было прервано короткой, но яркой полемикой на грани повышения голоса с отдельными представителями государства, не согласными с отказом от благодетельных штрафов, и о том, считать ли турбогенераторы новых АЭС инновационными. Диалог стороны обещали продолжить на рабочих группах.
Своеобразный садизм новизны
Первый заместитель генерального директора ООО «Газпром энергохолдинг» Павел Шацкий отметил, что жизнь, диктует необходимость работать в различных секторах. Сегодня компания представлена и в индустриальном сегменте, подобно Интер РАО и Росатому, и в строительстве, что позволяет рассматривать проблемы под разными углами. «Газпром энергохолдинг» активно участвует в проектах как КОММОД и в ином строительстве. За период проведения конкурсов сформировали портфель из 22 проектов. Это 3,3 ГВт в рамках иных механизмов. В ценовой и неценовой зонах реализуются шесть проектов суммарной мощностью почти 2 ГВт. В итоге на группу приходится порядка 5 ГВт генерирующих мощностей, находящихся в работе. Это колоссальный заказ для энергомашиностроения: 21 турбина, столько же генераторов, котлов и прочего вспомогательного оборудования, включая как новое, так и модернизированное. Следовательно, компания видит и анализирует картину и с позиции машиностроителей, и с точки зрения банковского сектора.
Первый проблемный фактор – это вопрос доступности финансирования. Грядущие объёмы, которые нас ожидают, – они колоссальны. И можно констатировать, что находясь на взлёте данной программы, мы уже упираемся в потолок финансовых возможностей и собственных, но и банковской системы. Речь о доступности кредитования, его эффективности, последующей нагрузке на потребителей через тарифные решения. Уже сейчас достигнуты определённые пороги. Ряд проектов на грани срыва, возможен отказ от их реализации, потому что банки, ранее подтверждавшие готовность к кредитованию, начинают отзывать предложения. Они видят финансовую модель: с завершением проекта финансовая нагрузка никуда не исчезает. Кредитное бремя сохраняется на пять, семь, десять лет. Этот снежный ком нарастает, и уже требуется искать немыслимые схемы, чтобы запустить проекты, по которым котлованы уже выкопаны.
В этой связи отрадно, что есть несколько инициатив по внедрению механизма частичного авансирования. Важно, чтобы Совет Федерации поддержал эту меру и зафиксировал её в протоколе. Мера непопулярна, понятно, что потребители её сразу не поддержат, но при различных вариантах расчётных схем любой из расчётов демонстрирует конечную эффективность для потребителей – не в трёхлетнем, а в десятилетнем горизонте. Эти схемы эффективны не для отдельного потребителя, а для экономики в целом. Очевидно одно: если мы хотим вводить по 5 ГВт, без этого механизма это невозможно. Это первый ключевой вопрос. Если он не будет решен, то можно расписаться в невыполнении поставленных правительством планов.
Вторая тема – несправедливость с точки зрения отраслевых решений по созданию новой генерации. Мы привыкли к ДПМ, КОМОД, у нас есть десятки механизмов привлечения и возврата инвестиций – различные КПЭ, ценовые и неценовые зоны. Сейчас сложилась парадоксальная ситуация: по ряду проектов с использованием инновационного оборудования, в рамках КОММОД и неценовых зон, есть возможность некого «нештрафуемого» года отсрочки. А по проектам в ценовых зонах, в том числе с использованием отечественного и инновационного оборудования, такой возможности нет. В итоге любой сбой – будь то в инфраструктуре или в поставках машиностроителей (история недопоставок известна) – приводит к колоссальным штрафам.
Они перечёркивают всю дальнейшую работу. По сути, это техническая недоработка: множество нормативных актов рождаются разрозненно, и в какой-то из них эта норма попала, а в какой-то – нет. Её устранение позволит более планомерно распределять и финансовую нагрузку, и графики вводов.
Третья тема непопулярна: нормативы. Незачем говорить плохо о производителях, потому что они, как и генераторы, на пределе своих возможностей. Но сейчас назрела необходимость в непопулярной мере. Долгие десятилетия страна двигалась по пути ужесточения технологических, экологических и иных стандартов, стремясь к уровням, достигнутым зарубежными аналогами. Но бывшие партнёры шли к этому десятилетиями, тратя миллиарды на научные изыскания и имея ёмкий рынок для апробации решений. И теперь, вводя в эксплуатацию машины российских производителей, мы видим колоссальную зону риска, который может заблокировать ввод оборудования из-за характеристик выбросов в атмосферу, шумовых и вибрационных параметров. Технологические решения для достижения норм есть. Но гарантированно ли они будут готовы в эти сроки? Следует ли не вводить нужную ГРЭС, если на юге – тотальный дефицит. Ждать ещё пару лет, пока будет создана новая низкоэмиссионная камера сгорания? При этом взаимодействие с коллегами-машиностроителями и Минпромторгом говорит о большом скачке от первых вводов, «ударных» с точки зрения выбросов неприятных для атмосферы веществ – они уже сократились в четыре раза. Но риск, что мы не дойдём до мирового стандарта, велик. Машиностроители разработали программу и ведут её, но важно не стать заложниками ситуации. Даже год «нештрафуемого» периода всё равно несёт финансовые потери. Вряд ли потребители из-за 20–30% превышения завышенных норм выбросов, согласятся ждать год, находясь в режиме ограничений электропотребления. Вероятно, назрела мера – зафиксировать поэтапность приведения к европейским, американским или иным мировым стандартам. Не за один-два года, возможно, даже не за один цикл, а за несколько.
Вторая тема, отсюда же вытекающая, касается напрямую потребителей оборудования. В межсервисных интервалах похвастаться, к сожалению, нечем. По сравнению с мировыми аналогами (не нужно приводить цифры, чтобы лишний раз не огорчать) у нас кратные превышения по срокам проведения инспекций, и по их количеству, и по условиям их проведения. То, что в мире занимает от недели до месяца, в отдельных случаях у нас растягивается на полгода и более. Это приводит к тому, что даже изначально, не закладывая «детские болезни» или аварии, машина будет нести нагрузку в лучшем случае 70% времени. И это без поправок на внешние факторы. В то время как аналогичный зарубежный аналог готов к работе 95% времени. И это не просто неудобство или ущерб для рынка – это прямые затраты генераторов: значительно более высоки затраты на сервис; и потери оплаты мощности, когда оборудование находится в ремонте сверх нормативного срока. Этот вопрос также требует решения. И здесь не должно быть крайностей – ни со стороны потребителей, ни со сторон
ы производителей. В лучшем случае ближайшие 10 лет – это испытательный стенд, и своеобразный садизм, за который генераторы платят свои деньги. Предложение – в работе по актуализации CapEX и OPEX, заказанной Минэнерго при поддержке Минпромторга, нужно включить необходимость учёта объективных эксплуатационных характеристик в модели расчёта операционных затрат. Тогда проекты, которые реализует компания (и которые оплачиваются не по КОМ, а по иным принципам), дадут право на спокойное внесение поправки к стандартному CAPEX, потому что OPEX у них нестандартный. Здесь же можно установить определённые условия, сроки и этапы приведения этих характеристик к нормальным значениям. Эта мера не снимет груз, но приблизит к справедливости. В 719-м Постановлении Правительства по локализации крайними назначили генераторщиков, заказчика – но лошадь оказалась позади телеги. Постановление должно было касаться лошади, то есть промышленности. Должна быть прописана цепочка от металлургов и обрабатывающих производств до разработчиков КИПиА – чтобы на них легли чёткая ответственность и сроки создания решений для стопроцентной локализации. Но этого нет, за исключением внутренних регламентов в Минпромторге. Штрафуют же генераторов, не достигших показателей локализации.
По водной глади нагой
Директор Департамента стратегии и перспективного развития ПАО «РусГидро» Константин Янко выразил благодарность организаторам за поддержку гидроэнергетики. «Водохранилище – объект федеральной собственности, и наиболее рационально, чтобы его создание и финансирование осуществлялось государством. Мы уже направляли по этому вопросу множество обращений и продолжаем работу по совершенствованию нормативной базы», – отметил он. Выступающий кратко остановился на ключевых тезисах доклада.
Освоение гидропотенциала в мире достигло высокого уровня: в Европе – 76%, в Латинской Америке – 40%, в Азии – 43%. Африка демонстрирует наименьший показатель – всего 7%. В России же используется лишь 22% потенциала, а на Дальнем Востоке – и вовсе 7%. При этом, хотя установленная мощность ГЭС в России составляет около 53 ГВт, что выводит страну на пятое место в мире по гидроэнергетике, темпы ввода новых мощностей существенно отстают от показателей Китая, Бразилии, Индии, Турции и Вьетнама.
Гидроэлектростанции обладают рядом неоспоримых преимуществ перед станциями на углеводородном топливе. Срок их службы превышает 100 лет, а операционные расходы в два-три раза ниже, чем на ТЭС. После возврата инвестиций ГЭС обеспечивают снижение стоимости электроэнергии для потребителя и не требуют топливных затрат. Особо стоит подчеркнуть возрастающую роль гидроэнергетики в свете роста доли солнечной и ветровой генерации, которой свойственна метеозависимость и непостоянство выработки. Гидроаккумулирующие станции (ГАЭС) являются на сегодня самым технологически эффективным способом промышленного накопления энергии для решения системных задач.
ГЭС приносят не только энергетический эффект, но и дают мощный импульс развитию регионов, обеспечивая комплексные социально-экономические результаты. Водохранилища создают стратегический запас пресной воды, стимулируют развитие судоходства (обеспечивая до 80% грузооборота речного транспорта), туризма и строительства дорог регионального и федерального значения.
Не менее важен высокий экологический эффект: размещение ГЭС снижает углеводородный след в регионе, поскольку их водохранилища служат уникальными поглотителями CO₂. Объём поглощения парниковых газов водохранилищами значительно превышает эмиссию от самих ГЭС. Ключевым достижением является сохранение проектного и научно-инженерного комплекса компании, который обладает всеми компетенциями для строительства новых станций. Более того, производство основного оборудования полностью независимо от зарубежных поставщиков. В рамках механизма ДПМ с 2020 года компанией построено семь малых ГЭС суммарной мощностью свыше 100 МВт. В настоящее время осуществляется ввод мощностей, запланированный на 2028 год, а также ведётся проектирование Верхнебаксанской МГЭС в Кабардино-Балкарии мощностью 23 МВт.
В соответствии с Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики предусмотрено строительство 12 ГЭС суммарной мощностью 7,5 ГВт. Приоритетным проектом на сегодня является Нижнезейская ГЭС мощностью 428 МВт: выбран створ, начато проектирование, ведутся подготовительные работы для строительства инфраструктуры и оформления земельно-правовых отношений. Однако вопрос об источниках финансирования и механизмах возврата инвестиций до сих пор не решён.
Для динамичного развития гидроэнергетики необходимо возобновить механизм возврата инвестиций (ДПМ-ГЭС) с его донастройкой, предусматривающей поэтапную оплату расходов на стадии строительства. Также требуется изменение нормативно-правовой базы, регулирующей проектирование, строительство и эксплуатацию водохранилищ. Важно отметить, что совокупные социально-экономические эффекты от строительства ГЭС многократно превышают объём необходимой государственной поддержки, балансируя интересы государства, потребителей и инвесторов. Для комплексного решения вопросов развития отрасли был дан ряд поручений со стороны Аппарата Правительства и Президента Российской Федерации. На площадке Минэнерго создана рабочая группа под руководством заместителя Министра энергетики Петра Конюшенко по выработке мер поддержки гидроэнергетики. При создании условий для гарантированного возврата инвестиций и определения источников финансирования «РусГидро» готово в кратчайшие сроки развернуть реализацию всех проектов по строительству новых мощностей, обозначенных в Генеральной схеме.