Потери в сетях Дагестана требуют новой генерации

Планируемый объём вводов новой генерации до конца 2025 года составит 3,6 ГВт, в 2026–2031 годах – 20,16 ГВт, в том числе АЭС – 3,85 ГВт, ТЭС – 9,4 ГВт, ВИЭ – 5,54 ГВт, ГЭС/ГАЭС – 1,02 ГВт, систем накопления электроэнергии (СНЭЭ) – 350 МВт. При этом суммарная мощность выводимых блоков АЭС и ТЭС в этом году оценивается в 392 МВт, в последующие шесть лет – 5,69 ГВт, из которых АЭС – 3 ГВт, ТЭС – почти 2,7 ГВт. Спрос на электроэнергию в ЕЭС к 2031 году вырастет до 1 335,8 млрд кВт•ч (среднегодовой темп прироста от уровня 2024 года – 2,08%, в действующем СиПР на 2025-2030 годы – 2,11%), пиковое потребление мощности – до 191 213 МВт (+2,09% в год).

Совокупный объём инвестиций в рамках проекта СиПР в 2025–2031 годах в границах ЕЭС оценён почти в 7,24 трлн рублей, в изолированных территориях – 14,12 млрд рублей. Вложения в генерацию оцениваются примерно в 5,4 трлн, в сети – 1,86 трлн рублей. При текущем тарифном регулировании недостаток денег внутри сектора в границах Единой национальной электросети (ЕНЭС) составляет 604 млрд рублей – это разница между необходимой (3,4 трлн рублей) и прогнозной (2,8 трлн рублей) валовой выручкой. В разрезе регионов тарифной выручки, по данным СО, не хватит 23 субъектам Федерации из 70, по которым в проекте есть финансовый анализ.

Показатели надёжности (вероятность бездефицитной работы) в проекте указаны для 55 зон. В 2026 году в 45 из них он превысит 0,9, в подавляющем большинстве случаев – более 0,99. В шести узлах коэффициент составит чуть более 0,84–0,85; в Астраханской области и части Калмыкии – 0,7731, в южной и центральной Якутии – 0,5921 и 0,5915, на Сахалине – 0,346. К 2031 году показатель в 0,9 преодолеют уже 53 региона, но в центральном энергорайоне Якутии он будет составлять 0,7467, на Сахалине – 0,1821.

Перечень территорий с прогнозируемым дефицитом мощности уже по традиции возглавляет юго-восточная часть Объединённой энергосистемы (ОЭС) Сибири – энергоузел на стыке трёх регионов – Иркутской области, Бурятии и Забайкальского края. В проекте СиПР данные разбиты по трём зонам: за контролируемым сечением (КС) «Братск – Иркутск», за КС «Иркутск – Бурятия» и КС «Бурятия – Чита». Суммарный дефицит на юго-востоке Сибири в 2031 году в нормальной схеме существующей сети оценён в 2 857 МВт, в единичной ремонтной схеме – в 3 749 МВт. Показатели рассчитаны с учётом стратегического резерва в 5% от максимума потребления мощности, так как решения о строительстве Мокской и Ивановской ГЭС, включённых в Генсхему размещения объектов электроэнергетики до 2042 года, пока не приняты, поясняется в документе. В перечне предложений и мероприятий, направленных на исключение дефицитов, для зоны за КС «Братск – Иркутск» указано, что «краткосрочным мероприятием может являться введение внутрисуточного ограничения потребления электрической мощности промышленными потребителями в период зимних максимальных нагрузок».

Для покрытия дефицита на юго-востоке Сибири, в соответствии с протоколом совещания у вице-премьера Александра Новака от 16 июля 2025 года, в энергосистемах Забайкалья и Бурятии планируется построить 1,05 ГВт гарантированной (тепловой) генерации помимо отобранных в прошлом году на конкурсном отборе мощности новых генобъектов (КОМ НГО) 1 305 МВт. Проекты должны быть определены на новом КОМ НГО, указано в проекте. Кроме того, в СиПР будет прописано создание линии электропередачи постоянного тока (ППТ) на 1,5 ГВт из центральной в юго-восточную часть ОЭС.

Отметим, что после введения запрета на майнинг в юго-восточной части Сибири «использование соответствующих объёмов мощности (майнеров – ред.) будет возможно путём перераспределения в пользу иных потребителей, что может потребовать дополнительных решений по строительству объектов генерации», указано в документе.

Вторая зона дефицита – Северо-Байкальское энергокольцо – объединяет другие районы тех же Иркутской области, Бурятии и Забайкалья. Уже имеющаяся здесь нехватка мощности покрывается за счёт перетоков, но в следующие два года прогнозируется дефицит в объёме до 259 МВт, обусловленный отложенным спросом. Он будет закрыт за счёт ввода 550 МВт Новоленской ТЭС, которую «Интер РАО» строит в Якутии. Формально нехватка мощности сохранится и после запуска станции: в 2031 году она составит 33 МВт в нормальной и 178 МВт в единичной ремонтной схемах, но эта оценка учитывает будущие потребности «перспективных потребителей». Для долгосрочного решения вопроса необходимо строить Тельмамскую ГЭС, включённую в Генсхему.

В целом по Сибири к 2031 году в условиях среднемноголетней водности и маловодного года формируется дефицит по выработке в 3 866 млн кВт•ч и 13 671 млн кВт•ч соответственно. В случае переноса сроков строительства транзита 500 кВ «Курган – Таврическая – Алтай», усиливающего связь между ОЭС Урала и ОЭС Сибири, нехватка электроэнергии при среднемноголетней выработке ГЭС вырастет до 5 890 млн кВт•ч. Без учёта перспективного потребления центров обработки данных (ЦОД) дефицит сократится до 1 527 млн кВт•ч, и его может не быть вовсе, если исключить уже существующий и перспективный спрос со стороны ЦОД (суммарно 11 776 млн кВт•ч в год). В случае строительства Темьмамской ГЭС к 2031 году все указанные объёмы дефицитов могут быть снижены на 1 580 млн кВт•ч в год, но вводы ГЭС и АЭС находятся за указанным сроком, отмечает СО в проекте СиПР.

Непокрываемый дефицит мощности с учётом статистической аварийности генерации в период зимних пиков потребления в энергорайоне ОЭС Востока, ограниченном КС «Хабаровск – Комсомольск», в 2031 году прогнозируется только в ремонтной схеме (154 МВт). Основное мероприятие для снятия ограничений: строительство ВЛ 500 кВ «Хабаровская – Комсомольская».

Схожая ситуация складывается ещё в двух энергоузлах Дальнего Востока: за КС «Переход через Амур» и КС «ПримГРЭС – Юг» прогнозный дефицит в 2031 году появляется только в ремонтных схемах – 506 МВт и 271 МВт соответственно. Здесь планируется построить не менее 203 и 242 МВт: эти объёмы выставлялись на КОМ НГО в середине августа, но конкурс не состоялся из-за отсутствия заявок, теперь планируется директивное распределение проектов.

Ещё не менее 202 МВт новых мощностей на Дальнем Востоке нужно будет построить в Центральном энергорайоне Якутии: в двух энергоузлах нехватка мощностей в 312–452 МВт возникает и в стандартной, и в ремонтной схеме, но часть дефицита будет компенсирована за счёт Новоленской ТЭС. Регулятор считает целесообразным в качестве альтернативного варианта, снижающего потребность в новой генерации, рассмотреть вопрос о продления срока эксплуатации Якутской ГРЭС и Якутской ГРЭС-2 (на ней установлены газовые турбины GE), подконтрольных «РусГидро».

СО предлагает также подумать о продлении работы Артёмовской ТЭЦ и Хабаровской ТЭЦ-1 («РусГидро») до момента ввода 445 МВт, выставлявшихся на несостоявшиеся конкурсы в августе. Баланс по электроэнергии при среднемноголетней выработке ГЭС и реализации уже отобранных проектов ВЭС и СЭС на 1 628,2 МВт, а также с учётом рисков остановки импортных турбин, к 2031 году имеет «дыру» в 5,01 млрд кВт•ч, что эквивалентно не менее 771 МВт гарантированной генерации. Если вместо строительства новой генерации власти смогут продлить работу всех четырёх упомянутых выше станций «РусГидро» (в том числе блоков на иностранном оборудовании), то они выработают меньше энергии, чем новые блоки, так что до ввода первого блока Приморской АЭС (1 ГВт в 2033 году) необходимо будет ограничивать экспорт в Китай, отмечено в проекте СиПР.

В ОЭС Юга за сечением «Волгоград – Ростов» в 2031 году прогнозируется дефицит мощности в 752 МВт в нормальной схеме и 1 512 МВт – в единичной ремонтной. При этом в юго-западной части ОЭС за сечением «ОЭС – Кубань» дефицит в нормальной и единичной ремонтной схемах составит 2 119 МВт и 2 675 МВт соответственно, но строительство линии электропередачи 500 кВ «Тамань – Тихорецк» снизит его до 2 381 МВт в ремонтной схеме.

Все решения, необходимые для покрытия дефицита, уже приняты. Как говорится в проекте СиПР, согласно протоколу заседания правкомиссии от апреля 2025 года, планируется построить шесть быстровозводимых газотурбинных установок по 25 МВт каждая на Таврической ТЭС в 2026 году (суммарно 150 МВт), паросиловой энергоблок на 150 МВт на Краснодарской ТЭЦ «Лукойла» в 2028 году, парогазовый (ПГУ) блок на 470 МВт в Динском районе Краснодарского края в 2029 году (ТЭС «Кубанская» «Газпром энергохолдинга»), ПГУ на 235 МВт на Таврической ТЭС «Ростеха» в 2029 году, ПГУ на 480 МВт на Сочинской ТЭС «Интер РАО» в 2030 году, ПГУ на 164 МВт на Джубгинской ТЭС «Интер РАО» в 2030 году. На Ударной ТЭС «Ростеха» планируется возведение двух ПГУ по 160 МВт каждая в 2029 и 2030 году и одной ПГУ на 235 МВт в 2030 году. Кроме того, предусматривается «обеспечение возможности продолжения эксплуатации» Сочинской ТЭС мощностью 161 МВт, на которой установлены газовые турбины Siemens.

Дополнительно до 1 июня 2026 года предлагается установить системы накопления электроэнергии на 100 МВт в Крыму и 250 МВт на Кубани.

Однако потребителям временно всё же придётся столкнуться с ограничениями со стороны энергетиков. В списке краткосрочных мер по борьбе с энергодефицитом, как и в большинстве других дефицитных узлов, указан перенос сроков технологического присоединения новых потребителей на период после строительства генерации и электросетей.

Отдельно в проекте СиПР указан входящий в ОЭС Юга энергорайон «Каспий-2» в Дагестане. При учёте статистической аварийности генерации и без учёта стратегического резерва мощности в 2027–2031 годах здесь прогнозируется дефицит в 25–78 МВт, что потребует строительства не менее 151 МВт гарантированной генерации (цифра сформирована с учётом резерва). В СиПР на 2025–2030 годы этот район не был обозначен как энергодефицитный, но фактическое потребление растёт выше прогнозного из-за увеличения мелкомоторной нагрузки и коммерческих потерь электроэнергии, поэтому скорректированные расчёты показали формирование дефицита.

В энергосистеме Москвы и Московской области по сути не формируется дефицит, но есть дополнительная потребность в мощности для обеспечения повышенного уровня стратегического резерва в 15% от максимального потребления (для остальных регионов – 5%) с учётом статистической аварийности и рисков непрогнозируемого роста потребления. Эта потребность в 2026–2031 годах оценена в 2,6–4,1 ГВт. Решения по необходимой генерации и сетевой инфраструктуре уже были приняты в рамках предыдущих СиПР, новых не понадобится. Напомним, среди проектов – возведение энергоблока 450 МВт на Каширской ГРЭС «Интер РАО» и двух энергоблоков на ТЭЦ-25 и ТЭЦ-26 «Мосэнерго» мощностью по 250 МВт каждый, строительство и реконструкция электросетей и подстанций 220–750 кВ. В 2032 году должна быть построена линия передачи постоянного тока «Нововоронежская АЭС – Москва».

В Анадырском энергорайоне Чукотки в проекте СиПР дефицит остался на уровне 7,8 МВт, покрыть его планируется за счёт строительства резерва того же объёма – это могут быть дизельные электростанции (ДЭС), газоперекачивающие аппараты (ГПА) и др. В Чаун-Билибинском энергорайоне Чукотки непокрываемый дефицит при разных условиях в 2031 году может колебаться в пределах 9–58 МВт. Здесь предлагается построить не менее 24 МВт гарантированной генерации (может быть рассмотрена Арктическая ТЭС с двумя блоками по 25 МВт) и 8 МВт резервной (ДЭС, ГПА и др.).

Для Центрального энергорайона Сахалинской области просчитаны два варианта развития – с учётом работы иностранных газовых турбин на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 и без них. Базово дефицит в 2026–2031 оценивается в 140–156 МВт, на максимуме он может достичь 325–340 МВт. В проекте СиПР указано, что наиболее целесообразным является строительство генерации на 96 МВт, но с учётом рисков остановки зарубежного оборудования и планов развития транспортной инфраструктуры цифра вырастает до 280 МВт (в предыдущем СиПР максимум дефицита был выше – 353 МВт, объём генерации составлял 293 МВт). Потенциальные проекты для покрытия дефицита – вторая очередь Сахалинской ГРЭС или расширение Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 за счёт газотурбинных установок по 25 МВт каждая. Кроме того, потребуется возведение не менее 60 МВт резервной генерации.

В Центральном энергорайоне Камчатского края в случае остановки двух самых крупных энергоблоков дефицит мощности в 2026–2031 годах будет составлять 43–49 МВт. В проекте СиПР предлагается строительство резервной генерации на 49 МВт (ДЭС, ГПА и др.). В связи со снижением газодобычи в крае и увеличением объёмов привозного топлива по-прежнему предлагается рассмотреть строительство энергоблока 16,5 МВт на Мутновской ГеоЭС-1 и 66,5 МВт на Мутновской ГеоЭС-2, чтобы диверсифицировать топливный баланс. Проект ГеоЭС-2 уже планируют реализовать «РусГидро» и «Зарубежнефть» в случае его победы в конкурсе ВИЭ на розничном рынке, привлечения льготного финансирования и получения статуса резидента ТОР «Камчатка».