Владимир Полканов
В рамках программы «Новая энергия» ведется обновление гидроагрегатов и гидротурбин на нескольких крупных ГЭС, что дает немалую дополнительную выработку. Фото с сайта www.enplusgroup.com
Российская энергетика стоит перед лицом сразу нескольких масштабных вызовов. В публичных дискуссиях обсуждается крупный дефицит мощностей, необходимость технологического суверенитета, низкоуглеродное развитие, цифровизация и в целом – нехватка инвестиций на все эти задачи. Проблем много, и от их решения зависит ответ на вопрос, способна ли отрасль трансформироваться, не теряя своей роли «кровеносной системы» экономики.
За последние пару лет Россия фактически перешла из состояния избыточной установленной мощности в режим локальных дефицитов – например, в Сибири, на Дальнем Востоке. По данным Минэнерго, суммарные дефициты в регионах сейчас оцениваются примерно в 25 ГВт. Долгосрочная нехватка электроэнергии – это, пожалуй, один из главных вызовов десятилетия, а то и не одного, требующих и строительства новой генерации, и изменения правил игры – в том числе, например, совершенствования механизмов управления спросом, когда потребители за плату сокращают или переносят потребление в часы пик, разгружая систему.
Увеличивать мощности в условиях санкций приходится уже без опоры на глобальный рынок оборудования – в режиме срочного наращивания собственных компетенций. Государство поставило задачу полностью заместить несколько десятков критических позиций для сложных проектов в ТЭК – в том числе элементов турбин и энергоагрегатов, без которых невозможны ни новые станции, ни глубокая модернизация старых. При этом если локализация производства оборудования для солнечных и ветряных станций уже достигает 68–92%, то для ТЭС она чуть больше половины.
Российские машиностроители сформировали линейку газовых турбин средней и большой мощности (диапазон 65–170 МВт) и вывели первые образцы в испытания и коммерческую эксплуатацию, частично закрывая нишу, образовавшуюся после ухода зарубежных поставщиков. Сроки поставок и выхода на серию остаются одним из ключевых рисков для всей программы обновления тепловой генерации. До 2029 года должно быть введено около 50–60 газовых турбин отечественного производства суммарной мощностью 7 ГВт. На этот год запланирован выпуск 8 единиц – нужно выходить на более высокие, двузначные ежегодные темпы.
Одновременно помимо «железного» импортозамещения ведется не менее важная замена цифрового слоя. Цифровое импортозамещение в энергетике ускоряется: российские компании топливно-энергетического комплекса в 2024 году потратили около 150 млрд руб. на закупку программного обеспечения, при этом 90% цифрового бюджета они тратят исключительно на отечественные решения, заявляли в Минэнерго РФ.
Регуляторы и отраслевые компании целенаправленно переводят критические контуры диспетчеризации, учета и управления оборудованием на российские цифровые платформы. Этот переход прямо связывается с достижением технологического суверенитета электроэнергетики и снижением зависимости от иностранных ИТ‑решений в сфере критической инфраструктуры.
Помимо этого нельзя забывать и про задачи зеленой трансформации. В условиях развития климатической повестки необходимо сокращение углеродного следа российской экспортно ориентированной продукции для сохранения ее конкурентоспособности, подчеркивается в принятой в этом году Энергостратегии-2050. Низкоуглеродная электроэнергия становится для промышленности таким же фактором конкурентоспособности, как, например, себестоимость и логистика: она снижает углеродный след продукции без перестройки самого производства.
При этом российский энергобаланс уже один из самых низкоуглеродных среди крупных экономик. Достигается это за счет высокой доли ГЭС и АЭС – это низкоуглеродная опора российской энергетики, и их роль будет только расти. У солнечной и ветряной генерации другая задача – быстрее закрывать точечные дефициты, повышать диверсификацию и технологическую устойчивость. Это отражает баланс установленной мощности ЕЭС: доля ГЭС в нем составляет 19,1%, АЭС – 13,1, а ветра и солнца – 2,6% (1,5 и 1,1% соответственно).
Заметно, что новым ГЭС (особенно крупным) сейчас уделяется гораздо меньше внимания, чем другим типам генерации. Например, в Схеме и программе развития электроэнергетических систем России на 2025–2030 годы на гидроэнергетику приходится около 1091 МВт вводов, тогда как на солнце и ветер – около 4524 МВт, на ТЭС – около 7876, на АЭС – 3850 МВт. Главный стоп-фактор – экономика проектов: строительство новых ГЭС тормозится прежде всего отсутствием устойчивых механизмов возврата инвестиций и господдержки. Такие объекты капиталоемки и долго строятся, поэтому проекты тяжело реализовать даже при очевидной системной ценности для надежности и низкоуглеродного профиля энергосистемы. Только предварительные изыскания, необходимые для оценки сроков и окончательной стоимости, обходятся в 300–800 млн руб. и могут занимать до полутора лет, что весьма существенно в свете общих сроков строительства, достигающих 12–15 лет.
Сейчас крупные ГЭС остаются единственным видом генерации, не имеющим предусмотренных механизмов окупаемости инвестиций. В данной ситуации рациональным решением видится директивное закрепление проектов ГЭС за конкретными инвесторами – например, распоряжением правительства, по аналогии с первыми договорами о предоставлении мощности (ДПМ). Этот подход позволит избежать дублирования затрат бизнеса на изыскательские работы и даст старт детальной проработке проектов.
Развитие гидроэнергетики оказывает значительный положительный эффект на смежные отрасли и ВВП. Согласно оценкам НИУ «Высшая школа экономики», ежегодные инвестиции в размере 1% ВВП в этот сектор приводят к росту общего объема производства в экономике на 2,5–2,6% ВВП, что превышает среднее влияние других энергетических проектов.
В ситуации, когда больше электроэнергии нужно здесь и сейчас, а строить новые крупные объекты долго и дорого, особый смысл приобретает модернизация существующих низкоуглеродных гидроэнергетических мощностей с повышением их эффективности. Показательный пример – программа «Новая энергия» группы Эн+. Обновление гидроагрегатов и гидротурбин на нескольких крупных ГЭС дало дополнительную выработку около 2,5 млрд кВт-ч в год (что сравнимо с одним-двумя гидроагрегатами средней мощности), замещающую выработку угольных станций. Примечательно, что модернизация выполняется на российском оборудовании и финансируется за счет собственных средств.
Другой пример в той же логике – модернизация ГЭС в периметре «РусГидро», где тоже проводится поузловая замена ключевого оборудования без строительства с нуля. Комплекс мероприятий предполагает замену половины парка турбин, генераторов и трансформаторов. Эффект выражается не только в снижении аварийных рисков и затрат на ремонт, но и в приросте доступной мощности и выработки за счет более эффективной гидромеханики и цифровой диагностики состояния оборудования. С 2011 года прирост установленной мощности ГЭС «РусГидро» благодаря этим мероприятиям составил 631,5 МВт.
Для низкоуглеродного развития нужно масштабировать применение рыночных инструментов подтверждения происхождения и учета низкоуглеродных атрибутов электроэнергии. Это так называемые зеленые сертификаты, позволяющие потребителям документально закрепить за собой определенный объем чистой выработки. В прикладном смысле торговля такими сертификатами создает понятный рыночный сигнал: компании добровольно платят премию за прозрачный инструмент снижения углеродного следа, а генерация получает небольшую, но приятную надбавку, дополнительный источник дохода.
Российский рынок зеленых атрибутов пока еще выглядит несколько нишевым, но цифры уже накапливаются. К 30 сентября 2025 года в реестре Центра энергосертификации зарегистрировано 207 генерирующих объектов суммарной мощностью 42 ГВт, а общий объем учтенных атрибутов с 1 февраля 2024-го достиг 167 млрд кВт-ч – это уже заметная доля установленной мощности и годовой выработки.
Наконец, про финансирование. По последним оценкам Минэнерго, чтобы обеспечить рост потребления и покрыть потребность в мощности к 2050 году, электроэнергетике нужно около 53 трлн руб., из которых примерно две трети – для генерации и около одной трети – для электросетей. Обсуждаемые источники средств – комбинация платежей на оптовом рынке, сетевых тарифов, спецмеханизмов поддержки отдельных проектов. Главное – найти правильный баланс и не перегрузить платежами энергопотребителя. Иначе энергетика может стать не драйвером, а ограничителем роста, который поглощает ресурсы своих же потребителей.
