Энергетика готовится к росту

Глобальное обновление системы электроэнергетики в России стало необходимостью прежде всего из-за роста энергопотребления со стороны промышленности, электротранспорта, населения, центров обработки данных (ЦОДов) и майнинга. К 2042 году оно прогнозируется на уровне 1,431 трлн кВт·ч, что на 23,3 % выше, чем в 2025 году, когда Россия потребила 1,16 трлн кВт·ч электроэнергии. Согласно «Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2042 года», разработанной Минэнерго и принятой правительством, в 2025−2030 годах среднегодовой темп прироста потребления электроэнергии прогнозируется в объеме 2,1 %, мощности — ​1,5 %. А на 2031−2042 годы — ​1,3 % и 1,0 % соответственно. Такие данные привел в своем докладе на XI Всероссийском совещании главных инженеров-­энергетиков первый заместитель председателя правления АО "Системный оператор" Сергей Павлушко.

Особенно быстро в России будет расти потребление со стороны ЦОДов и майнинга. Их развитие потребует к 2030 году 6,57 ГВт мощностей, или 2,4 % от общей мощности электрогенерации. Из них на дата-центры для ИИ придется только 6 %, или 394 МВт, говорится в обзоре «Совкомбанка» по IT-рынку в России. Сейчас объем мощности ЦОДов составляет 4,29 ГВт, или 1,6 % от общероссийской электрогенерации. При этом на долю ИИ приходится всего 2 % мощностей российских дата-центров.

Основную нагрузку при обеспечении спроса на электроэнергию в энергосистеме России в 2025 году несли тепловые электростанции, работающие преимущественно на газе. Их доля в структуре выработки составила 57,5 %. Доля гидроэлектростанций достигла 16,7 %, АЭС — ​18,7 %; электростанций промышленных предприятий — ​6,2 %. Объекты возобновляемой генерации: ветроэлектро- и солнечные электростанции — ​обеспечили 0,6 % и 0,3 % соответственно.

Вторым фактором, потребовавшим обновления энергосистемы, стал естественный износ энергетического оборудования, поскольку многие объекты вводились еще в советские времена. Согласно отчету «Сбера» «Барометр отрасли. Энергетика: ключевые тренды и вызовы», в 2025 году износ составил порядка 50 % в составе действующих мощностей; 65 % генерирующего оборудования работает с советских времен. Среди других проблем низкая энергоэффективность из-за устаревших технологий, высокая аварийность и энергодефициты в отдельных регионах, от юга России до Дальнего Востока и Сибири, нехватка современного оборудования и технологий.

Доступ к импортному оборудованию, на котором работали многие российские энергомощности до усиления санкций, сегодня закрыт. То оборудование, которое пока работает, все сложнее обслуживать и ремонтировать. А отечественные аналоги, например парогазовые турбины, серьезно подорожали из-за высокой стоимости кредитов, роста цен на металлы, топливо, тарифов на энергию и других экономических факторов. По подсчетам партнера «S+Консалтинг» Павла Карпуса, к 2025 году цены на генерирующее оборудование выросли на 63 % по отношению к уровню 2022 года. А ведь турбин для новой энергетики понадобится много — ​они со временем выходят из строя. Также необходимо поменять часть западного оборудования, детали и сервис для которого уже недоступны после усиления санкций в 2022 году, например, оборудование фирмы Siemens, установленное на некоторых электростанциях юга России.

По оценке Минэнерго, потребность в российских парогазовых установках большой мощности для электростанций до 2042 года составит 31 ГВт, или 258 турбин. Их производством занимаются «Силовые машины» и Объединенная двигателестроительная корпорация. Производители не справляются с возросшим объемом заказов. Турбины нужно не только изготовить, но и испытать, для этого требуется дополнительное время. Нет турбин или их цена значительно отличается от заявленной в контракте — ​нет возможности соблюсти сроки ввода мощностей, что ведет к срыву конкурсных отборов. Как заявил, выступая на "Российской энергетической неделе‑2025″, гендиректор «Юнипро» Василий Никонов, в действующих правилах КОММод (конкурентный отбор проектов модернизации) и КОММод-­ПГУ «отсутствуют стимулы для реализации проектов модернизации на базе газотурбинных установок по причине их неокупаемости для инвесторов в существующих экономических условиях».

В результате рынок увидел проблемы с отбором проектов по модернизации ТЭС. В конце октября 2025 года при квоте 2 ГВт было отобрано 1 724 МВт; на КОММод-­ПГУ суммарная мощность отобранных проектов составила 1 003 МВт из предусмотренной квоты 5 ГВт. По итогам двух конкурсов Системный оператор рекомендовал дополнительный отбор ­КОММод-­ПГУ на 2029−2031 годы, актуализировав параметры и условия его проведения. По словам заместителя министра энергетики Петра Конюшенко, Минэнерго рассматривает возможность проведения дополнительного отбора проектов модернизации ТЭС с установкой российских газовых турбин на 2029−2031 годы не раньше второй половины 2026 года.

При строительстве новых объектов возникает та же проблема, что и в проектах модернизации, а именно — ​несоответствие конкурсных условий в рамках долгосрочных конкурентных отборов мощности генерирующих объектов реальной стоимости их реализации. Например, в августе 2024 года не состоялся отбор мощностей в Южном федеральном округе, где разыгрывалось строительство 941 МВт генерации с предельной стоимостью 1 кВт установленной мощности и присоединением к газовым и электрическим сетям — ​299 тыс. руб­. за 1 кВт. Единственная заявка от "Газпромэнергохолдинга" на 30 % превышала максимальную цену. В то же время при повторном отборе мощности КОМ НГО (конкурентный отбор мощности новой генерации) Сибири, прошедшем в 2024 году, стоимость 1 кВт установленной мощности достигала 580 тыс. руб., а на строящейся в Якутии Новоленской ТЭС стоимость 1 кВт мощности без НДС составила 467,3 тыс. руб.

У каждого вида энергии есть свои преимущества и недостатки. Атомные мощности строить долго и дорого, нужно учитывать, помимо прочего, стоимость их вывода из эксплуатации — ​в "Генсхеме размещения объектов электроэнергетики до 2042 года" она принята равной 20 % от величины капитальных затрат. Но зато это наиболее надежный источник энергии для потребителей, которым регулярно необходимо много энергии без перебоев, например, для ЦОДов, майнинга, промышленных предприятий. Кроме того, сегодня, когда появились малые модульные реакторы и плавучие АЭС, сроки строительства становятся короче, а решения — ​более гибкими.

На встрече с премьер-­министром страны Михаилом Мишустиным 21 января 2026 года глава «Росатома» Алексей Лихачев сообщил, что в России только «Росатом» строит малые модульные атомные станции в серийном формате. «Плавучая атомная теплоэлектростанция „Академик Ломоносов“ пять лет снабжает город Певек электроэнергией. Четыре модернизированные „плавучки“ мы строим для Баимского ГОКа. Якутскую малую атомную электростанцию строим в интересах потребителей с двумя энергоблоками с реактором „РИТМ‑200“», — ​напомнил премьеру Алексей Лихачев.

Помимо КОМа (конкурентного отбора мощности) и КОММода в России действует ДПМ ВИЭ (договор предоставления мощности для возобновляемых источников энергии), позволяющий точечно строить мощности солнечной и ветровой энергэтики в регионах, в том числе на юге и Дальнем Востоке, где рост спроса на электроэнергию выше, чем в среднем по стране, а ее дефицит ярко выражен.

В 2025 году состоялись отборы по ДПМ ВИЭ, в ходе которых было отобрано пять проектов солнечных электростанций СЭС (64,4 МВт), четыре ветряных (249,8 МВт) и один малой ГЭС (5 МВт), которые будут построены до 2031 года. Кроме того, в июле 2025 года, для покрытия дефицита мощности в Дальневосточном федеральном округе, прошел дополнительный отбор проектов возобновляемых источников энергии (ВИЭ) для Дальнего Востока, в рамках которого были выбраны 45 объектов общим плановым объемом установленной мощности 1,56 ГВт. Было отобрано шесть ВЭС (общая установленная мощность 519,7 МВт) и 39 СЭС (1,04 ГВт), объекты должны быть построены в 2027−2028 годах.

Энергия ВИЭ дороже, чем полученная из источников традиционной генерации, но она нужна там, где необходимо быстро построить мощности и закрыть дефицит и где нет недостатка в ветре и солнце. К тому же с ростом тарифов как для населения, так и для бизнеса ВИЭ-мощности, которые, по сведениям Ассоциации развития возобновляемой энергетики (АРВЭ), к концу 2025 года достигли 7,5 ГВт, стали окупаться быстрее. Особенно ярко выражен тренд на удешевление производимой энергии в солнечной энергетике. «Сегодня стоимость киловаттных (до 150 кВт) проектов ВИЭ солнца для собственных нужд малого бизнеса „под ключ“ иногда опускается ниже 60 тыс. руб. за 1 кВт, а сроки окупаемости проектов часто составляют 3−4 года. Например, в Краснодарском крае, где средняя стоимость электроэнергии для коммерсантов в 2025 году превышала 15 руб. за 1 кВт·ч, по пути строительства собственной солнечной генерации пошли торговые сети „Пятерочка“ (два магазина) и "Светофор» (один магазин). Также увеличился потолок выдаваемой в сеть мощности ВИЭ при микрогенерации (сегодня это 15 кВт, но ожидается увеличение до 150 кВт для юридических лиц). Экономическая эффективность проектов СЭС начинается со стоимости электроэнергии примерно 8 руб. за 1 кВт·ч.", — ​­сказал доцент базовой кафедры возобновляемой энергии РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина Владислав Карасевич.

После 2022 года строительство крупных ВИЭ-станций на импортном оборудовании стало нерентабельным. И это проблема, так как параметры проектов закладываются заранее, оборудование также контрактуется заблаговременно. В октябре 2025 года правительство разрешило перенести без штрафов сроки строительства 62 проектов новых ВИЭ (в том числе четырех мусоросжигательных заводов) общей мощностью 2,57 ГВт. Еще от 278,6 МВт ВИЭ-мощностей было разрешено отказаться, по этим проектам будут начислены штрафы в сумме около 650 млн руб. Среди причин переноса сроков назывались задержки с поставкой оборудования, увеличение стоимости проектов из-за высокой ключевой ставки ЦБ.

Еще одна важная задача модернизации энергетики — повышение ее надежности. Из-за аномальной жары и перегрузок в энергосистемах южные регионы России, особенно Краснодарский край, летом несколько лет подряд сталкивались с отключениями энергии. Зимой причиной сбоев в сетях становятся аномальные снегопады, швальные ветры, заморозки, наледь и снежные заносы — ​от них в последние месяцы пострадали жители юга, северо-­запада, центральной части России, Сибири, Поволжья, Дальнего Востока.

Особенно масштабными оказались две аварии, связанные с повреждением линий электропередач в Мурманской области в январе 2026 года, по итогам которых без света и тепла в морозы остались ряд районов Мурманска и Североморска.

Какой станет российская энергетика в будущем?
Доля различных видов генерации в энергобалансе России с развитием цикла модернизации электроэнергетики будет меняться. Суммарная мощность электростанций к 2042 году достигнет 299,35 ГВт (против 271 ГВт в 2025 году). В структуре производства электроэнергии в 2042 году планируется увеличение доли мощностей атомных электростанций до 24 %. Запланирован ввод 38 энергоблоков АЭС суммарной мощностью 29,3 ГВт; общий объем установленной мощности атомной генерации составит 47,5 ГВт. Суммарная доля солнечных и ветряных электростанций в энергобалансе достигнет 3,3 %, из них порядка 17,4 ГВт новых мощностей. Это увеличит долю возобновляемой энергетики до 20 ГВт. Доля тепловых электростанций составит к 2042 году 57,4 % (порядка 35 ГВт из них — ​новые мощности). На ГЭС и гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) придется порядка 7,75 ГВт новых мощностей, это около 15,3 %. При этом планируется вывести 10,4 ГВт атомной генерации с истекшим сроком эксплуатации и порядка 35 ГВт устаревших и неэффективных ТЭС.

По данным правительства, общий прогнозный объем ввода в эксплуатацию генерирующего оборудования до 2042 года составит порядка 88,5 ГВт; модернизировать предстоит 66,4 ГВт существующей генерации и 25 тыс. км электросетей. Объем ввода генерирующего оборудования вдвое перекроет выбывающие из эксплуатации электростанции; суммарная мощность энергосистемы страны вырастет на 15 %. Об этом сообщил Михаил Мишустин на стратегической сессии по электроэнергетике 8 апреля 2025 года. Минэнерго в тексте закона «О содействии инфраструктурному развитию и повышению эффективности управления в сфере электроэнергетики», опубликованном 23 января 2026 года, оценило инвестиции на такое обновление в 56,6 трлн руб. Документ разработан совместно с представителями энергетических компаний, экспертного и отраслевого сообщества. При использовании текущих механизмов финансирования средняя стоимость электроэнергии, по оценкам Минэнерго (без учета инфляции) к 2042 году вырастет с 6,4 руб. за 1 кВт·ч (в 2024 году) до 12,8 руб., то есть практически вдвое, говорится в тексте законопроекта.

Однако ведомство видит способ ограничить рост конечной цены киловатт-часа цифрой 8,4 руб. Для этого ставка делается на сокращение расходов за счет управления реформой из единого центра. Речь идет об учреждении публично-­правовой компании «Росэнергопроект» в качестве института развития электроэнергетики. Компания займется разработкой, актуализацией типовой документации и технологических решений, формированием отраслевого заказа, утверждением предельных нормативов цен на энергооборудование. Типовые решения и технологии для будущих проектов позволят собирать электростанции, как конструктор, а не создавать дорогостоящие индивидуальные проекты для каждой. Строительство должно стать дешевле, как и наполнение станции оборудованием. Механизм предельно допустимых цен на оборудование должен снизить риски инвесторов в отношении роста стоимости проекта, а единый отраслевой заказ на годы вперед — ​дать гарантии промышленникам и позволить развиваться отечественному энергетическому машиностроению в рамках политики ­импортозамещения.

«Главная цель компании и оператора — ​обеспечение прозрачности ценообразования на каждом этапе. Документ также предусматривает возможность установления экспериментального правового режима на отдельных объектах электроэнергетики и регулирует отношения, возникающие между „Росэнергопроектом“, оператором, органами государственной власти, юридическими лицами и индивидуальными предпринимателями», — ​уточнили в ­Минэнерго.

Еще одна новация — ​появление государственного оператора финансовой поддержки отрасли — ​госкорпорации или института развития с долей госучастия не менее 50 % акций. Такой финансовый оператор будет получать господдержку в виде средств федерального и региональных бюджетов, дивидендов госэнергокомпаний, целевых обязательных взносов на развитие электроэнергетики. Законопроект предлагает закрепить приоритет направления чистой прибыли госкомпаний до 2042 года на инвестиции в строительство объектов электроэнергетики.

На бумаге все это выглядит реальным. Но когда в рыночные процессы вмешивается государство, это не всегда ведет к снижению расходов при одновременном ускорении сроков строительства без потери его качества. «Формирование госкомпании может подорвать рыночный базис электроэнергетической отрасли. Новая организация будет лишена системы мотивации, свой­ственной акционерным обществам. Ее создание предполагает появление значительного набора бюрократических процедур разноплановых согласований, что вряд ли приведет к снижению цены на производство электроэнергии», — ​считает директор Центра исследований в электроэнергетике ИЭиРИО НИУ ВШЭ ­Сергей Сасим.

Второй риск — ​изначально устаревшие технико-­экономические показатели по энергопроектам, заложенные в Генсхеме. Так, ставка дисконтирования для строительства новой генерации в документе прописана в размере 8 %, прогнозная средневзвешенная ставка заемных средств — ​10 %; прогнозная предельно допустимая величина заемных средств — ​не более 3,5 % EBITDA. При этом ключевая ставка с октября 2025 года по январь 2026 года снизилась с 21 до 16 % годовых. Она продолжит снижаться по мере замедления роста инфляции, но все-таки не так быстро, как хотелось бы тем, кто работал над Генсхемой. Получается, что лучше всего окупаются проекты, осуществляемые на собственные средства или с привлечением льготных кредитов от госструктур.

Энергия в руках бизнеса
Пока государство пытается, как может, стимулировать обновление энергосистемы, бизнес берет в свои руки обеспечение собственных нужд в энергии. И у него получается строить мощности распределенной генерации быстрее и дешевле, чем делают это сетевые генераторы. Как говорится в "Обзоре рынка распределенной генерации России в 2025 году", подготовленном Ассоциацией малой энергетики, себестоимость электростанций, которые строит бизнес для своих заводов, примерно в 2,3 раза ниже, чем у сетевых объектов. «При LCOE (себестоимость производства электроэнергии на всем жизненном цикле) газовой генерации 2,2−3,2 руб./кВт·ч против сетевой цены 6,8−7,5 руб./кВт·ч решение в пользу собственной генерации очевидно для любого крупного потребителя. Крупные компании („Норникель“, „Металлоинвест“, „Северсталь“, „ЛУКОЙЛ“ и др.) все чаще предпочитают строительство собственных ТЭС закупке дорогой сетевой электроэнергии», — ​отмечается в отчете.

Только в 2025 году промышленные компании ввели в общей сложности 450−600 МВт новых энергомощностей, что составляет 26 % от общего объема ввода новой распределенной генерации в России. К примеру, «Металлоинвест» построил парогазовую установку на Лебединском ГОКе мощностью 200 МВт, «Удокан медь" — ​газотурбинную установку на 120 МВт, «Северсталь" — ​комбинированную ТЭС на 150 МВт. При этом 85 % мощности этих электростанций используются компаниями для собственных нужд. Совокупная установленная мощность распределенной генерации в России по состоянию на январь 2026 года (без учета систем накопления электроэнергии) оценивается в 38−39 ГВт, или 14−15 % от общей установленной мощности генерации. А к 2027 году ее объем может вырасти до 45 ГВт.

Эти мощности строятся без господдержки, к тому же их ввод и эксплуатация предполагают ряд административных ограничений. Поэтому дальнейший процесс развития распределенной генерации, по мнению аналитиков из Ассоциации малой энергетики, возможен при появлении механизма господдержки таких проектов. А самое главное — ​при снятии ограничений и барьеров доступа к электросетям (стоимостных и временных), совершенствовании механизмов распределения мощностей и расширении параметров допустимой собственной генерации, а также интеграции мощностей распределенной генерации с развитием систем накопления энергии и механизма управления спросом.

Еще один тренд последнего года, который станет долгосрочным, — ​развитие систем накопления энергии (СНЭ) в России. В 2025 году «Россети» провели конкурс на строительство в Южном федеральном округе 350 МВт СНЭ для покрытия энергодефицита на юге России с вводом в эксплуатацию не позднее ноября 2026 года. По результату тендеров средняя цена 1 кВт установленной мощности СНЭ составила 170 тыс. руб., что существенно ниже, чем строительство новой генерации в округе. По оценкам компании «Атомэнергосбыт», установленная мощность СНЭ к 2030 году может вырасти до 10−15 ГВт, что в 10 раз больше текущих объемов (с учетом ГАЭС).

«Появление СНЭ позволяет перераспределить нагрузку по времени: литийионные батареи заряжаются в период низкого спроса на электроэнергию и создают дополнительный резерв мощности для периодов пикового спроса. Киловаттные СНЭ хорошо показали себя на подстанциях ПАО „Россети“, поэтому вполне логичным выглядит решение применить такие системы уже мегаваттного класса для хранения энергии на более высоких напряжениях. Уверен, что тремя проектами общей мощностью 350 МВт дело не ограничится, после отработки технологии мегаваттные СНЭ как решение появятся не только в Южном Федеральном округе», — ​полагает В. Карасевич.

Спрос на отечественные СНЭ по цепочке развивает промышленность в этой области: от геологоразведки и добычи лития до строительства крупных гигафабрик. В декабре 2025 года в Калининградской области компания «ТВЭЛ» (подразделение «Росатома») ввела в строй первую в России гигафабрику по созданию аккумуляторов и накопителей мощностью 4 ГВт в год. Мощность аналогичного калининградскому производства в Новой Москве также составит 4 ГВт в год (ввод объекта запланирован на 2026 год).

Если реформа строительства и модернизации российской энергетики будет реализована в срок и уложится хотя бы в те цены, которые выставило сегодня Минэнерго в качестве базовых, можно будет надеяться, что наша страна не проиграет в мировой гонке за мегаватты. А наша промышленность, особенно такая ­энергоемкая, как металлургия, IT, нефтепереработка и аграрный сектор, останется конкурентоспособной. Не стоит забывать и о том, что развитие и надежность энергетики — ​это новые рабочие места для отрасли, где уже сейчас занято 1,6 млн ­человек.