Стремительное развитие ИИ

Интенсивность развития искусственного интеллекта (ИИ) вызывает волну обсуждений в сфере технологий и бизнеса, отмечает независимый эксперт по инновациям в ритейле, создатель концепции «Магазин 4.0», автор статей по искусственному интеллекту Борис Агатов.

Многие уже утверждают, что мы стоим на пороге появления сильного интеллекта (AGI), способного к саморазвитию и вышедшего на новый уровень познания, а иные прочат падение интереса и громкое схлопывание ИИ-пузыря.

2024 год стал насыщенным новыми достижениями в области ИИ, уточняет эксперт. Китайские компании, такие как DeepSeek и Kwen, создают конкурентов ChatGPT с невиданной скоростью, за небольшие деньги и выкидывают их на рынок для бесплатного использования. Они настолько потрясли рынок качеством и дешевизной исполнения, что тряхнули его на почти 1 трлн долларов вниз. Все спросили лидеров ИИ: «А что, так можно было? А куда вы сливаете миллиарды долларов?» Не проходит и недели, появляется новая китайская модель KIMI, которая только усиливает резонанс в мире технологий.

Президент США Дональд Трамп анонсировал, что национальное инвестирование в эту отрасль достигнет феноменальных $500 миллиардов.

«В России также идет поступательное движение в развитии GigaChat (Сбер) и Yandex.GPT. Пример китайских компаний показал, что для создания продукта, сопоставимого с американским ChatGPT, не нужны миллиардные инвестиции и годы работы. По некоторым данным, на создание китайского DeepSeek ушло всего $6 млн и полгода работы, и санкции, наложенные на поставку высокопроизводительных видеокарт и чипов, не повлияли на это. Есть основания полагать, что отечественные ИИ-решения с нашей хорошей математической школой получат новый импульс для развития, опираясь на опыт китайцев», — прогнозирует Борис Агатов.

Помощник или конкурент

Как удаленный регион с небольшим количеством населения и соответствующим потребительским спросом, Дальний Восток идет в арьергарде цифровых технологий. При этом популярность искусственного интеллекта стремительно растет. ИИ находит применение в ритейле, маркетинге, здравоохранении, образовании, медиасфере, программировании. На рынке труда «виртуальные агенты» теснят художников, работников колл-центров и геймдизайнеров.

Основатель маркетингового агентства DVIGA, спикер ВШЭ и «Нетологии» Тимофей Белоглазов приводит несколько примеров, как ИИ применяется для решения задач в компаниях. Генеративный ИИ, по его словам, уже стал классикой. Именно он в первую очередь ассоциируется с ИИ.

«Развитие идей, креатив, тексты, создание иллюстраций. Это то, что мы используем на своих проектах в маркетинговом агентстве, и сейчас в Чите продолжается большая рекламная кампания, где все рекламные баннеры были созданы с помощью ИИ. Во Владивостоке на рекламных баннерах довольно часто много встретить иллюстрации, созданные с помощью ИИ просто потому, что это сильно дешевле и быстрее, чем проводить фотосессию», — комментирует Тимофей Белоглазов.

В продажах ИИ используется для распознавания текста звонков с клиентами, создания саммари, где фиксируются все основные тезисы и задачи, которые обсуждались.

«Но это материал, который надо дорабатывать, и если на встрече никто из сотрудников не вел заметки, то такой текст, созданный ИИ, уже не поможет. Однако если люди были вовлечены, то они сэкономят время на создании саммари, используя результаты ИИ», — поясняет эксперт.

То же самое касается прослушивания звонков и оценки работы менеджера по продажам, добавляет он. ИИ, двигаясь по чек-листу, может «слушать» сотрудника и давать резюме, насколько во время общения с клиентом он выполнял требования заранее составленного чек-листа.

Еще одна сфера — найм. Компании, которые занимаются наймом линейного персонала, часто используют ИИ для проведения первого раунда интервью. Чаще всего это может быть либо виртуальный ассистент, который «приходит» на видео-звонок, или просто бот в вотсаппе, который задает соискателю вопросы, а тот на них отвечает текстом или в аудиосообщениях. Далее бот может передать эту информацию сотрудникам из HR-службы. Либо его программируют на то, чтобы выполнять некую фильтрацию кандидатов, исходя из их ответов.

Новые профессии

Как сообщили агентству в Дальневосточном федеральном университете, более 100 студентов сегодня обучаются по направлению «Искусственный интеллект и анализ данных».

«В настоящее время на программе бакалавриата по направлению подготовки 01.03.02 "Прикладная математика и информатика", профиль "Искусственный интеллект и анализ данных" обучается 102 человека, на программе магистратуры "Искусственный интеллект и большие данные (совместно с ПАО Сбербанк)" по направлению подготовки 09.04.01 "Информатика и вычислительная техника" — 64 человека», — рассказали агентству в пресс-службе ДВФУ.

Молодые специалисты проходят практику на таких предприятиях, как «Фарпост», «Примнет», «Ростелеком», «Мегафон», «ДВИП», «РМ-СОФТ», ЗАО «Изумруд», а также в аналитических службах IT-компаний, банков, медицинских учреждений, научных организаций, федеральных и региональных ведомств. Все они так или иначе заинтересованы в развитии технологий на основе ИИ.

При этом в ДФО растет сегмент компаний, которые помогают участникам рынка внедрять «виртуальных агентов» в бизнес-процессы.

Сооснователь ИТ-стартапа Tomoru Денис Балюра стоял у истоков этого движения.

«Продукт моей компании и есть ИИ для рабочих процессов. Это новая платформа, где искусственный интеллект делает найм и поиск работы проще. И да, мы используем его максимально. Части нашего приложения тоже создаются с помощью ИИ», — рассказал он.

Новые технологии позволяют обработать 110 тысяч откликов на вакансии силой пяти роботов и двух рекрутеров. Означает ли это, что компании будут сокращать персонал за ненадобностью? «Скорее, увеличить продуктивность и эффективность равно уменьшить численность персонала», — комментирует Денис Балюра.

Сильная сторона – анализ

Анализ – это то, в чем искусственному интеллекту нет равных, отмечают эксперты. В 2023 году использование технологий на базе искусственного интеллекта позволило X5 Group, которая управляет сетями «Пятерочка», «Перекресток» и «Чижик», получить дополнительные доходы в размере приблизительно 5 млрд рублей. Такие данные 22 апреля 2024 года обнародовала ИТ-компания X5 Tech — основной цифровой партнер X5 Group.

ИИ-решения используются в различных целях. Так, один из таких проектов — система планирования товарных запасов: благодаря алгоритмам ИИ группа смогла сократить количество списанных продуктов на 2% и повысить выручку на 1%.

Судя по тому, какими темпами развиваются технологии, Борис Агатов ожидает революции в поведении потребителей.

«Благодаря внедрению ИИ-агентов, который будет находиться в кармане каждого потребителя, процесс покупок может стать более экспертным. ИИ будет помогать потребителю выбирать товары на основе анализа тысяч факторов и личных предпочтений. И если мы могли себе позволить экспертные продажи, когда продавец помогает с выбором только в некоторых категориях товара: машины, мебель, дорогие магазины одежды, то теперь экспертная продажа может быть хоть для пакета молока и коробка спичек до самого недорого массового сегмента одежды», — отмечает он.

Примеры, по словам собеседника, уже начинают появляться: OpenAI презентовал бота Operator, способного самостоятельно открывать сайты, заполнять формы, искать и обрабатывать данные в интернете для выполнения задания. Такие технологии еще далеки от совершенства, но они развиваются семимильными шагами и, разумеется, это окажет непосредственное влияние на потребителя, который будет искать совета и эксперта в каждой покупке.

«Если же экосистема ИИ-агентов будет развиваться в направлении замещения всех рутинных функций потребителя и бизнеса, то она может стать конкурентом традиционного ритейла и e-com. ИИ-агент вполне может найти оптимальный товар по цене/качеству и организовать его доставку от производителя, минуя ритейлера», — прогнозирует Борис Агатов.

Внедрение ИИ-агентов — опрос

Опрос дальневосточных работодателей и представителей бизнеса показал, насколько глубоко искусственный интеллект проник в нашу жизнь. Почти 100 процентов респондентов используют ИИ в той или иной степени вне зависимости от сферы деятельности.

Технологический перелом

Госучреждения так же эффективно используют умные технологии в своей работе. Так, в Хабаровском крае 2024 году с помощью модулей искусственного интеллекта выявлено 1 383 нарушения при оформлении ветеринарных сопроводительных документов в компоненте «Меркурий».

Таможенная служба «не стоит на месте и идет в ногу со временем», сообщили агентству в таможенных органах. В рамках Стратегии развития Федеральной таможенной службы до 2030 года ФТС России ведется работа по внедрению элементов искусственного интеллекта.

А один из главных вопросов на фоне этой революции – каковы будут ее последствия на рынке труда. Например, в медиа можно расшифровать звуковое интервью с помощью виртуального ассистента, попросить ИИ обработать материал и проверить его на ошибки, сделать короткую выжимку и сгенерировать «фото» для сайта. Конечно, результат потребует корректировок, но технологии совершенствуются, и качество данных растет. В то время как профессионализм пользователей, по некоторым оценкам, снижается. Сможет ли человечество держать планку без ИИ-костылей? Собеседники агентства на этот вопрос дают позитивные прогнозы.

Тимофей Белоглазов: «ИИ — это помощник, но не то, чтобы он был способен заменить опытного думающего специалиста. ИИ не может самостоятельно создать что-то, но может выступить ассистентом, помочь человеку и освободить время, взяв на себя какие-то рутинные задачи».

Борис Агатов: «Сегодня мы наблюдаем непроходящий бум в области ИИ: огромные инвестиции, решения на государственном уровне, невероятное внимание медиа, бизнеса и людей к этой теме.

Такое развитие событий говорит, что технологический перелом, в котором мы застыли на пороге пандемии и не сдвигались почти нисколько, вдруг резко подтолкнул нас к действиям, а это значит, и экономика готова, и потребитель, и сами технологии созрели.

Новые технологии будут окупаться скорее, чем когда-либо, т.к. для этого созрели хорошие предпосылки в 2025 году и их влияние на общество будет вездесущим.

Если ожидания оправдаются, нас ждет резкое изменение потребительского поведения. Использование ИИ-агентов в продажах позволит компаниям предлагать более точные и персонализированные решения. Это, в свою очередь, повысит уровень удовлетворенности клиентов и ускорит процесс принятия решений.

Помимо этого, ИИ будет способствовать созданию совершенно новых рынков и продуктов. Мы видим, как технологии, подобные ChatGPT, уже начинают внедряться в бизнес-процессы. Они позволяют автоматизировать рутинные задачи, анализировать данные с беспрецедентной скоростью и глубиной, а также открывают двери к новым возможностям».

Искусственный интеллект в помощь

Разработка якутских IT-специалистов — программный комплекс «Сильван» уже зарекомендовал себя — применяется третье лето подряд. «В первое лето у нас по результатам было в 13 раз площадь пожаров меньше стала. Пожарные говорят, что с помощью нашей разработки эффективность борьбы с пожарами увеличивается примерно в четыре раза», — рассказывает коммерческий директор разработчика программы «СмартЮнит» Артем Петухов.

Разработчик уточняет, что это косвенные показатели. Площадь и количество пожаров зависят не только от системы, а еще от погодных условий, применения авиации и других факторов.

«Сильван» — комплексный инструмент. Он является цифровым двойником баз данных ведомств по борьбе с пожарами. «Он позволяет следить за пожарами с момента обнаружения их очага, динамики, площади, мониторит применение сил и средств. У него много полезных слоёв-карт, отображающих расположении трубопроводов, газопроводов, линий электропередач», — рассказывает разработчик.

Система передана правительству республики. Ее пользователями являются порядка 150 организаций, среди них муниципалитеты, прокуратура, «Авиалесоохрана», Министерство экологии. «Сам глава Якутии Айсен Сергеевич пользуется», — уточняет разработчик.

Система ежегодно модернизируется. В этом году в тестовом режиме будет применяться искусственный интеллект для прогнозирования пожаров. «ИИ собирает исторические данные, накладывает туда рельеф, климатические данные, гидрографию, и исходя из этого уже предсказывает возможное развитие ситуации. В планах есть внедрение онлайн-мониторинга сил и средств, то есть следить за передвижением техники. В перспективе есть идея интегрировать в систему беспилотники», — рассказал директор компании.

Состав для тушения возгорания опавшей хвои

В Арктическом научно-исследовательском центре Республики Саха (Якутия) совместно со специалистами Московского государственного технического университета им. Н.Э. Баумана разработали состав для тушения возгорания опавшей хвои. Как рассказал ученый секретарь АНИЦ, кандидат технических наук Альберт Кардашевский, это водный раствор огнетушащей жидкости, дополнительно содержащий хлористый кальций, карбамид (мочевину), полисорбат-20 (ТВИН-20) и изопропиловый спирт.

«Состав обладает огнетушащими и огнебарьерными свойствами. Эффективное воздействие состава основано на его гигроскопичности. Это позволяет повышать влажность горючего материала и снижать скорость распространения огня при низовом пожаре. Ключевые компоненты состава экологически дружественны», — рассказал собеседник East Russia.

Он пояснил, что в отличие от применяемых в настоящее время различных огнетушащих веществ (смачивателей) на основе поверхностно-активных веществ, новый состав обеспечивает не только быстрое тушение пожара при меньшем расходе воды, но также может длительное время в условиях засушливого летнего пожароопасного периода сохранять свои свойства по предотвращению повторного возгорания. Это позволяет использовать разработанный состав для организации заградительных и опорных полос (минерализованная полоса) при борьбе с низовыми пожарами.

В настоящее время по полученным результатам исследовательских работ подготовлена заявка на получение патента РФ на изобретение. Исследования и опытно-конструкторские работы по данной теме будут продолжены с привлечением непосредственных пользователей состава (Авиалесохрана, МЧС, Государственная противопожарная служба республики, муниципальные образования Якутии и другие).

Противопожарные реагенты для локализации природных пожаров

Межрегиональное научно-технологическое, деловое и образовательное партнерство «Устойчивое развитие Дальнего Востока и Арктики» и международная организация северных регионов «Северный Форум» совместно с властями Якутии испытали разработку Уфимского государственного нефтяного технического университета и научно-внедренческого центра «Вершина» для оперативной локализации природных пожаров.

Испытания противопожарного реагента «СтопОгонь» прошли в мае в Тулагино-Кильдямском наслеге недалеко от Якутска. Подобными реагентами можно обработать территорию вокруг пожара для его локализации без необходимости рытья траншей. Средство устойчиво к дождям в течение не менее двух недель. Оно также эффективно для локализации низового торфяного пожара, рассказал директор по инновациям и развитию бизнеса научно-внедренческого центра «Вершина» Алексей Трушков.

Как отмечается в протоколе апробации Министерства по делам гражданской обороны и обеспечению безопасности жизнедеятельности населения Республики Саха (Якутия), который имеется в распоряжении East Russia, противопожарные реагенты способствуют удержанию распространения огня по природной среде.

Государственной противопожарной службе Якутии совместно с региональной Службой спасения поручили обеспечить закуп противопожарных реагентов для реагирования на ландшафтные пожары. Это позволит оснастить отряды дополнительными противопожарными функциями. Возможность приобретения реагентов рекомендовали рассмотреть Главному управлению МЧС России по Республике Саха (Якутия), учреждению «Якутлесресурс». Комплексное применение всех противопожарных средств позволит намного эффективнее бороться с огненной стихией, чем это было раньше.

Отказать нельзя строить

В рамках пленарной сессии заместитель председателя правительства Приморского края Владимир Малюшицкий привёл статистику, которая, по его словам, подтверждает реальный дефицит мощностей. На 1 января 2026 года установленная мощность в крае составила 2,7 тысячи МВт. Исторический максимум потребления в 2026 году впервые превысил её, достигнув 2,8 тысячи МВт. А к 2030 году ожидается рост до 3,3 тысячи МВт — и это без учёта новых крупных инвестиционных проектов. К 2033 году Артёмовская ТЭЦ 1936 года постройки полностью исчерпает свои ресурсы, а Партизанская ГРЭС, запущенная в 1954 году, покажет критический износ.

«Приморский край — один из наиболее перспективных регионов России с точки зрения промышленного роста и развития связей с АТР. Рост энергопотребления опережает установленную мощность», — отметил Владимир Малюшицкий. При этом Приморская и Хабаровская АЭС вместе обеспечат ДФО 3,2 тысячи МВт суммарной мощности.

Однако у проекта немало противников. Один из главных аргументов «против» — в регионе достаточно энергомощностей, и строительство АЭС избыточно. В открытом обращении, распространённом накануне форума, оппоненты проекта приводят собственные расчёты:

«Простой подсчёт открытых данных о новых энергоисточниках, которые войдут в строй уже до конца 2027 года, показал, что к этому времени Дальневосточный регион получит более 3 ГВт новой генерации. В списке — малые локальные источники Приморья (250 МВт), Южно-Якутская ТЭС (313 МВт), новые блоки Нерюнгринской ГРЭС (450 МВт) и Артемовской ТЭЦ-2, солнечные станции группы Хэвэл (1044 МВт) и «Юнигрин Энерджи» (650 МВт), ветряки АО ВетроСПК того же Росатома (370 МВт) и «Форвард Энерго» (150 МВт). Наконец, в те же 30-е годы, что планируется пуск АЭС, может дать 1 ГВт Канкунская ГЭС на Тимптоне. А уже сегодня регион на 60% сократил экспорт энергии в Китай — вполне разумная мера экономии», — пишут авторы обращения, подчёркивая, что «дефицит можно восполнять по-разному: и экономией, и развитием малых и нетрадиционных видов генерации».

Это противоречие — в центре всей дискуссии об АЭС на Дальнем Востоке. Оба лагеря оперируют реальными цифрами, однако расходятся в прогнозах роста спроса и в том, какой ценой нужно его покрывать.

8 тысяч строителей и мультипликативный эффект: что АЭС даст экономике Приморья

Пионером в создании атомной генерации на Дальнем Востоке выступит Приморский край. Заказчиком строительства выступает АО «Концерн Росэнергоатом», генподрядчиком — АО «АСЭ» (инжиниринговый дивизион Госкорпорации «Росатом»), головной научной организацией — НИЦ «Курчатовский институт».

Сейчас в посёлке Раздольное ведутся инженерные изыскания. На 14 апреля в Уссурийске назначены общественные слушания. В 2027 году планируется получить разрешение на строительство, в декабре того же года — провести первую заливку бетона. В 2032 году начнутся первые поставки ядерного топлива, в декабре 2033 года ожидается ввод в промышленную эксплуатацию первого реактора, в октябре 2035-го — второго.

Приморская АЭС будет самой мощной на Дальнем Востоке: два энергоблока по 1000 МВт каждый. Хабаровская АЭС рассчитана на два блока по 600 МВт со сроком службы 60 лет каждый.

На пике строительства — в 2030 году — стройка потребует около 8 тысяч специалистов. Средняя заработная плата в 2026 году составит 193 тысячи рублей. Директор филиала АО «Концерн Росэнергоатом» по реализации капитальных проектов Алексей Жуков подчеркнул, что регион получит колоссальный приток инвестиций и рост налогооблагаемой базы. Только за 2025 год Концерн перечислил в бюджеты регионов 57 млрд рублей налогов и направил 1,5 млрд на обеспечение жильём работников.

Жизненный цикл АЭС — это не только строительство. Он включает производство и поставку оборудования, строительно-монтажные и пусконаладочные работы, поставку топлива и сопутствующие услуги. Часть потребностей «Росатом» планирует закрыть за счёт локального производства. По словам Алексея Жукова, это открывает новые перспективы для производителей стройматериалов и металлоконструкций в Приморском и Хабаровском краях: только в Приморье проект потребует 290 тысяч тонн арматурной стали.

«Приморская АЭС — это фундамент для современной экономики. Станция создаст тысячи рабочих мест на этапе строительства и после ввода в эксплуатацию сформирует надёжную энергетическую базу. Это позволит привлекать новые инвестиции, повысит устойчивость энергосистемы и кардинально изменит налоговую состоятельность региона, обеспечив стабильные поступления в бюджеты всех уровней. Атомные станции уверенно входят в пятёрку крупнейших налогоплательщиков в консолидированных бюджетах субъектов Российской Федерации», — отметил Владимир Малюшицкий.

«Бояться АЭС не надо»: как Росатом отвечает на страхи жителей и аргументы противников

Опасения перед атомной энергетикой в Приморье имеют историческую основу. 1 ноября 1990 года Крайсовет после ожесточённых публичных дискуссий — и на заседаниях, и в СМИ — принял решение «считать строительство преждевременным, изыскательские работы прекратить». На территории, которую рассматривали в качестве строительной площадки, сегодня раскинулись угодья национального парка «Удэгейская легенда». Но времена изменились, считают в правительстве Приморского края.

Хабаровская АЭС и Приморская АЭС предусматривают четырёхуровневую систему безопасности, включая двойную защитную оболочку. Докладчики форума особо подчеркнули: опыт Фукусимы учтён. Объект способен выдержать самый сильный смерч и падение самолёта.

«Бояться АЭС не надо», — убеждён физик-ядерщик, директор филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция» Владимир Перегуда.

Сосновый Бор как модель будущего

Ленинградская атомная станция установленной мощностью 4,4 тысячи МВт расположена на берегу Финского залива. Более пятидесяти лет она вносит ключевой вклад в электроснабжение Северо-Западного региона и одновременно эксплуатирует два типа реакторных установок.

«Ленинградская АЭС изначально стала градообразующим предприятием и остаётся таковым по сей день. Сосновый Бор — это город-спутник с населением 64 тысячи человек и мощной научно-промышленной и социальной базой. Только предприятий "Росатома" там 14», — рассказал Владимир Перегуда.

За пять лет градообразующее предприятие инвестировало в Сосновый Бор свыше 1 млрд рублей по социальным программам: появились благоустроенные парки, волейбольный центр, спортивная инфраструктура. В школах открылись «атомные классы».

Именно по этой модели «Росатом» намерен развивать территории вокруг будущих дальневосточных станций. Социальные программы Концерна предусматривают создание образовательной среды, современной инфраструктуры и повышение качества медицинских услуг. Приморцы получат возможность трудоустройства через специальные учебно-тренировочные центры и программы повышения квалификации АО «Концерн Росэнергоатом».

Сможет ли этот опыт убедить тех, кто живёт рядом со стройкой, — покажут общественные слушания.

Добавим, что генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2042 года, утвержденной Правительством РФ, запланирован ввод в общей сложности 38 энергоблоков АЭС суммарной мощностью 29,3 ГВт. К 2045 году президентом РФ поставлена задача увеличить долю атомной выработки в энергобалансе до 25 %, сегодня она составляет около 19 %.

Энергию рек отпускают в открытый рынок

В России потенциал гидроэнергетики, который оценивается в 852 тераватт-час, освоен только на 22% (для сравнения, в Европе эта доля составляет 76%, в США – 52%, в Латинской Америке – 40%, в Азии – 43%), а непосредственно по Дальнему Востоку – всего на 7%, рассказывает директор департамента стратегии и перспективного развития ПАО «Русгидро» Константин Янко. «По вводу новых мощностей мы сильно отстаем от таких стран, как Китай, Бразилия, Индия, Турция и Вьетнам», – свидетельствует менеджер.

Между тем ГЭС обладают рядом преимуществ перед электростанциями, работающими на углеводородном топливе, продолжает он. В их числе – более длительный срок службы (свыше 100 лет), достаточно низкие, в два-три раза в сравнении с ТЭС, операционные расходы. Даже по отношению к ветро- и солнечной генерации ГЭС имеют плюсы, поскольку менее метеозависимые, отмечает представитель энергохолдинга.

Впрочем, строительство объектов гидроэнергетики характеризуется высоким CAPEX`ом и длительным строительным циклом. Кроме того, крупная генерация требует дополнительного развития сетевой инфраструктуры. «Как раз на Дальнем Востоке мы сейчас обкатываем возможность более быстрых строек по объектам ВИЭ: 1,6 ГВт – это объекты по солнцу и ветру, которые, хотя бы в плане, позволят [для покрытия растущего энергодефицита] обеспечить объем необходимой электроэнергии на горизонте полутора-двух лет. Все остальное строится существенно дольше», – пояснил директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго России Андрей Максимов.

Считается, что после возврата инвестиций гидроэлектростанции способны влиять на снижение стоимости электроэнергии. В прошлом году ОЭС Востока начала работу во второй ценовой зоне оптового рынка. Этот переход затронул Приморье, Хабаровский край, Амурскую область, ЕАО и южные районы Якутии. Вначале произошел скачок оптовой цены, тем не менее, проинформировали в Минвостокразвития, благодаря предпринятым мерам, в том числе за счет регулирования продажи наиболее дешевой электроэнергии с гидроэлектростанций, в целом повышение стоимости электроэнергии в ДФО не превысило среднероссийский рост.

«Высокая водность и большая загрузка ГЭС оказали свое влияние», – подтвердила замдиректора департамента развития электроэнергетики Минэнерго РФ Ольга Арутюнова.

Однако встает вопрос, как ускоренное внедрение рыночного ценообразования на Дальнем Востоке, предполагающее поэтапное увеличение доли свободно продаваемой на оптовом рынке выработки ГЭС (с 22% в 2026 году до 100% в 2030-м), отразится на потребителях. «Даже при таком уровне либерализации ГЭС у нас все равно продолжает действовать механизм сглаживания. И что особенно важно, чтобы не было никаких опасений как у губернаторов, так и простых граждан, цены для населения продолжают оставаться регулируемыми. Они растут в соответствие с прогнозом социально-экономического развития, в соответствие с той инфляцией, которая в этом прогнозе заложена», – заверила Ольга Арутюнова, признав, что уже не осталось возможностей держать цены низкими.

В регионах не скрывают своей озабоченности. «В Еврейской автономной области, за счет того, что нам географически повезло – у нас сосед Амурская область (где расположены главные ГЭС на Дальнем Востоке – Прим. ред.) – не так дорого, как у коллег из других регионов [по уровню тарифов], но все же дорого, и рост цен продолжается», – сетует зампред правительства ЕАО Анна Тарасенко. 

От Приморья до Бурятии

В числе приоритетных проектов «Русгидро» на Дальнем Востоке – строительство Нижне-Зейской ГЭС в Амурской области (мощностью 428 МВт), Нижне-Ниманской в Хабаровском крае (360 МВт), Канкунской на юге Якутии (1000 МВт), а также гидроаккумулирующей станции Приморская в районе Амурского залива (600 МВт). Еще две гидроэлектростанции запланированы в Бурятии – Мокская (1200 МВт) и Ивановская (210 МВт) на реке Витим. Варианты реализации данного проекта рассматривает холдинг «Эн+».

«Мокский гидроузел – стратегический проект, который позволит обеспечить энергией крупнейшие инфраструктурные и промышленные направления. Это БАМ, а также развитие минерально-сырьевой базы Дальнего Востока», – заявлял ранее глава Бурятии Алексей Цыденов.

Согласно презентации председателя правления АО «Системный оператор Единой энергетической системы» (СО ЕЭС) Федора Опадчего, на днях представленной участникам круглого стола «Стратегические направления развития энергогенерации в РФ: модернизация, диверсификация и технологический суверенитет», Нижне-Зейская ГЭС должна заработать в 2032 году, Приморская ГАЭС – в 2034-м, Ивановская ГЭС – в 2034-2035-м. На Мокской ГЭС будут поэтапно вводить мощности в 2032-2035 годах, а первый пусковой комплекс Канкунской ГЭС в 392 МВт может быть запущен в 2036-м. Дата открытия Нижне-Ниманской ГЭС, судя по всему, уходит за 2036 год.

Между тем вопрос изыскания инвестиционных ресурсов актуален, как никогда. По первоочередному объекту, Нижне-Зейской ГЭС, сообщил Константин Янко, началось проектирование, выбран створ, ведется подготовительная работа для строительства инфраструктуры, оформляются земельно-правовые отношения. Однако до настоящего времени проблема по источникам финансирования и механизму возврата инвестиций не решена, уточнил менеджер.

Гидрогенерация, наряду с атомной, одна из самых инвестиционно емких, говорит Андрей Максимов. «Наш подход пока сводится к тому, что хотя бы по тем затратам, которые будут относиться на водохранилище, получить софинансирование из федерального бюджета. Иначе рост цен для потребителей выходит достаточно серьезный. Понятно, процесс бюджетного финансирования сложный», – резюмировал представитель Минэнерго. 

Мечта инвестора

Для развития гидроэнергетики необходимо возродить механизм возврата инвестиций, действия договоров на поставку мощности (ДПМ) для ГЭС, подчеркнул Константин Янко. Причем важна доработка подходов в части поэтапной оплаты расходов еще на стадии стройки, до ввода объекта в эксплуатацию.

«Если будут созданы условия для возврата инвестиций и источника финансирования, «Русгидро» готово развернуть все проекты и строительство мощностей, которые на сегодняшний момент обозначены в Генеральной схеме», – заявил директор департамента стратегии и перспективного развития холдинга.

Механизмы возврата вложенных средств начинают действовать только после ввода объектов в эксплуатацию, соглашается член комитета Совета Федерации по экономической политике Михаил Борщев, а учитывая сроки строительных работ и стоимость заемных средств, разумно рассматривать авансирование государством части затрат.

Собственно, проблематика финансирования сегодня характерна для развития всех видов генерации. «Надежных специализированных фондов или институтов развития электроэнергетики не создано, как, допустим, ДОМ.РФ, у которого есть неплохой механизм инфраструктурных облигаций. Если бы его как-то развернуть в сторону электроэнергетики», – обращает внимание сенатор от Хабаровского края Виктор Калашников, добавляя, что должны быть инструменты, за счет которых возможно субсидировать процентные ставки по привлекаемым кредитам под создание новых энергомощностей.

По словам генерального директора ПАО «Т Плюс» Павла Сниккарса, в сложившейся ситуации, когда есть спрос на электроэнергию, ценовые параметры контрактов не устраивают банки по экономической модели, а со стороны энергокомпаний нет возможностей и источников инвестиций для финансирования проектов строительства и модернизации генерации. Здесь важно индексировать текущие параметры цены конкурентного отбора мощности, поскольку затраты энергетиков объективно растут.

«Если [отрасль] действительно станет инвестиционно привлекательной, таких проблем не будет. Потом уже от инвесторов не отобьемся, в очереди будут стоять, чтобы получить инвестиционный проект на строительство станции», – рассуждает Павел Сниккарс.

Тарифы и цены

Правительство в конце минувшего года рассматривало варианты ускоренного рыночного ценообразования на Дальнем Востоке. После запуска оптового энергорынка в макрорегионе до конца 2025 г. свободно продавалось всего 2,5% от всей выработки ГЭС. Увеличение доли свободной продажи рассматривается как мера стабилизации финансового состояния группы «РусГидро», позволяющая ей реализовать инвестиционную программу в ДФО. Тепловая генерация «РусГидро» на Дальнем Востоке накопила убытки в связи с особенностями тарифного регулирования, которые не учитывали рост цен на уголь. В условиях высокой ключевой ставки рост долговой нагрузки холдинга сокращает возможности по привлечению займов.

Базовый вариант роста конечной цены для потребителей (исключая население) на Дальнем Востоке, рассматриваемый в правительстве, предполагал, что доля либерализации цен выработки ГЭС будет увеличиваться на 2,5 процентных пункта ежегодно (вплоть до 15%) к 2030 г. В данном случае конечная цена на электроэнергию в 2026 г. должна была бы увеличиться на 18,4% - до 6,4 рублей за 1 кВт*ч., а к 2030 г. составить 9,03 рублей за 1 кВт*ч, что на 12,8% ниже средней по стране.

Однако в ноябре правительство одобрило сценарий ускоренного внедрения рыночного ценообразования на Дальнем Востоке, предполагающий, что с 2026 г. доля свободно продаваемой (на оптовом рынке) выработки ГЭС резко увеличивается с 2,5% до 22%. Конечная цена на электроэнергию в 2026 г. вырастет год к году на 22,2% и составит 6,6 рублей за 1 кВт*ч. С 2027 г. доля свободной продажи выработки должна вырасти до 40%, а затем показатель будет расти на 20 процентных пунктов в год, до 60% с 2028 г., 80% с 2029 г., и до 100% с 2030 г. К моменту полной либерализации в 2030 г. конечная цена на электроэнергию должна составить 10 рублей за 1 кВт*ч, что будет только на 3,4% ниже среднероссийского уровня. Таким образом, с 1 января 2026 г. доля свободно продаваемой выработки ГЭС в ДФО уже увеличилась с 2,5% до 22%.

Эффект от возможности продажи 22% электроэнергии ГЭС ДФО по рыночным ценам в 2026 г. в «РусГидро» оценивают примерно в 8 млрд рублей дополнительной выручки. По оценкам экспертов отрасли, ускоренная либерализация в принятом правительством варианте снизит долговую нагрузку «РусГидро» на 70 млрд рублей в 2030 г. (около 10%), но лишь на 1% в 2027 г., на 3% в 2028 г. и на 6% в 2029 г.

Известно также, что правительством ранее рассматривались варианты увеличения доли свободно продающейся электроэнергии ГЭС до 30% в 2026 г., до 60% в 2027 г. и до 100% с 2028 г. Последний сценарий предполагал, что процент либерализации будет увеличиваться до 57% в 2026 г. (до 7,02 рублей за 1 кВт*ч), до 96% в 2027 г. и до 100% с 2028 г. Данный сценарий предусматривал, что темпы роста цен год к году будут наиболее высокими. В итоге в Минэнерго и «РусГидро» от этих вариантов отказались.

С 1 января 2026 г. на территории Дальнего Востока также был запущен механизм управления спросом на электроэнергию. Он предполагает, что потребителям будут платить за снижение нагрузки в нужные для энергосистемы часы. В первом квартале 2026 г. будет работать один агрегатор^[1], ООО «Транснефтьэнерго» («Транснефть»). В настоящее время такая система действует в первой (европейская часть РФ и Урал) и второй (Сибирь) ценовых зонах энергорынка. По расчетам «Транснефтьэнерго», выручка участников рынка управления спросом на электроэнергию в обеих ценовых зонах и на Дальнем Востоке в первом квартале 2026 г. увеличится на 16% – до 736 млн рублей.

В «Совете рынка» оценивают, что на фоне либерализации рынка по итогам текущего года цена на рынке на сутки вперед (РСВ, сектор торговли электроэнергией^[2]) на Дальнем Востоке может вырасти на 12% относительно 2025 г., до 3,4 рублей за кВт*ч. В крупной промышленности ожидается рост одноставочных оптовых цен на электроэнергию в Дальневосточном ФО в 2026 г. примерно на 33%.

Одноставочная цена оптового рынка на Дальнем Востоке за 11 месяцев 2025 г. составила 2,884 тыс. рублей за МВт*ч, что ниже значений в Объединенной энергосистеме (ОЭС) Сибири (3,010 тыс. рублей за МВт*ч) и ценовой зоне Европы и Урала (3,372 тыс. рублей за МВт*ч). В «Совете рынка» полагают, что на рост индекса РСВ в ДФО в конце декабря 2025 г. – начале января 2026 г. повлияло увеличение предельного уровня цены в заявках ТЭС и общее снижение выработки ГЭС. При этом высокие цены РСВ также свидетельствуют о проблеме дефицита в ОЭС Востока, поскольку в зимний период выработка ГЭС традиционно сокращается из-за снижения водности рек, тогда как увеличивается загрузка и дефицит тепловой генерации, вводятся дорогие мазутные мощности. Все данные факторы влияют на цены РСВ.

Дефицит электроэнергии и модернизация мощностей

Растущий дефицит энергомощности остается проблемой отрасли в макрорегионе. Так, за последние десять лет потребление электроэнергии на Дальнем Востоке увеличилось на 33%^[3], что по темпам динамики в 2,4 раза выше, чем в среднем по России (14%). При сохранении текущих темпов роста, к 2030 г. регион может столкнуться с дефицитом энергомощности до 3,3 ГВт. По итогам 2025 г. рост энергопотребления на Дальнем Востоке составил 4,8% при общем снижении по стране на 1,1%.

Для предотвращения рост дефицита предполагается возведение новой генерации и модернизация существующих объектов, но стоимость работ увеличивается. В юго-восточной части Объединенной энергосистемы (ОЭС) Сибири к 2030 г., по оценкам «Системного оператора» (диспетчер энергосистемы) необходимо построить еще 2,029 ГВт мощности для покрытия энергодефицита (с учетом запрета на майнинг криптовалюты). В целях покрытия дефицита рассматривается возможность строительства линии постоянного тока пропускной способностью до 1,5 ГВт, протяженностью (из западной части Сибири в юго-восточную) около 1,75 тыс. км. «Россети» осенью минувшего года сообщили об осуществлении в настоящее время технико-экономического обоснования проекта, по итогам которого предполагается определить его параметры, включая стоимость.

Напомним, что в августе 2024 г. правительство уже проводило отборы инвесторов для строительства новой генерации в юго-восточной Сибири – право на возведение новых энергоблоков к 2028-29 гг. получили холдинг En+ (690 МВт на Иркутской ТЭЦ-11 в Усолье-Сибирском, работы на объекте начались в феврале текущего года), ПАО «ТГК-14» (155 МВт на Улан-Удэнской ТЭЦ-2) и «Интер РАО» (460 МВт на Харанорской ГРЭС в Забайкальском крае, строительство началось в октябре 2025 г.). Предельный объем капитальных затрат (CAPEX) угольной паросиловой установки для данных проектов, по расчетам «Совета рынка» (регулятор энергорынков), исходя из нормы доходности в 15% и срока строительства в четыре года, составил 715 млн рублей за 1 МВт с учетом локализации оборудования, без локализации – 572 млн рублей за 1 МВт.

На недавнем конкурентном отборе мощности новой генерации (КОМ НГ) в декабре 2025 г. была отобрана единственная заявка En+ на строительство Забайкальской ТЭС мощностью 1050 МВт в Забайкальском крае (Хилокский или Красночикойский муниципальные округа). Три энергоблока по 350 МВт должны начать поставки мощности с 1 июля, 1 октября и 1 декабря 2031 г. соответственно. В качестве топлива на всех объектах будет использоваться уголь (предположительно, Зашуланского месторождения угля^[4] в Красночикойском муниципальном округе этого же региона). Изначально, по оценке «Совета рынка», предельные капитальные затраты проекта составляли 715 млн рублей за 1 МВт при локализации оборудования, без локализации – 572 млн рублей за 1 МВт. В En+ проект оценивали дороже – в 842 млн рублей за 1 МВт с учетом требований по локализации. В итоге предельный CAPEX был установлен на повышенном уровне. Строительство новой генерации необходимо для покрытия прогнозируемого дефицита мощности в 2,07 ГВт в юго-восточной части Сибири (Бурятия, Забайкальский край) к 2031 г.

Тем временем ПАО «Россети» в ноябре приступило к реконструкции переключательного пункта 220 кВ «Партизанск» в Приморском крае. Стоимость работ оценивается в 4,9 млрд рублей. Проект является частью программы по снижению рисков энергодефицита на юге края. Она также включает строительство подстанции 500 кВ «Варяг» и 500-километрового транзита до Приморской ГРЭС, возведение подстанции 220 кВ «Гродеково» и модернизацию станции «Волна» для выдачи мощности (77 МВт) новой Шкотовской ТЭЦ и модернизируемой Владивостокской ТЭЦ-2. В настоящее время осуществляется модернизация Партизанской ГРЭС (действующая мощность – 199,7 МВт), мощность новых энергоблоков которой должна составить 280 МВт. В ноябре «Россети» установили оборудование для подключения новых линий электропередачи от Владивостокской ТЭЦ-2 на подстанции 220 кВ «Волна».

В конце минувшего года «РусГидро» завершило второй этап модернизации Владивостокской ТЭЦ-2 (основной источник электро- и теплоснабжения Владивостока). В работу был введен новый энергоблок мощностью 120 МВт и 190 Гкал/ч. Общая установленная мощность станции с началом работы нового генерирующего оборудования возросла с 537 МВт до 559 МВт, тепловая – с 1 тыс. 63 Гкал/ч до 1 тыс. 93 Гкал/ч. Проект модернизации ВТЭЦ-2 включает замену трех турбоагрегатов и установку трех новых котлоагрегатов взамен устаревших шести. В 2024 г. по завершении первого этапа модернизации был введен в эксплуатацию обновленный турбоагрегат №1 мощностью 120 МВт и котлоагрегат мощностью 190 Гкал/ч. В рамках второго этапа модернизации была проведена замена паротурбинной установки №2 на более мощную, вместо двух старых котлоагрегатов смонтирован один новый повышенной паропроизводительности. Завершение модернизации объекта намечено на конец 2027 г. Итоговая электрическая мощность ТЭЦ-2 увеличится до 574 МВт (плюс 77 МВт к мощности до начала модернизации), тепловая – до 1 тыс. 115 Гкал/ч (плюс 64 Гкал/ч).

В январе вице-премьер, полпред президента в ДФО Ю.Трутнев поручил рассмотреть возможность финансирования модернизации объектов электроэнергетики на Дальнем Востоке за счет дивидендного потока ПАО «РусГидро» с 2026 г. с последующим возмещением компании с 2028 г. данного объема средств через механизм дальневосточной надбавки. Он указал, что на сегодняшний день в силу существующего механизма субсидирования тарифов^[5] долг региональных бюджетов на Дальнем Востоке перед «РусГидро» достиг суммы порядка 40 млрд рублей. Так, в 2025 г. структура «РусГидро», ПАО «Камчатскэнерго», взыскала 1,1 млрд рублей из бюджета Камчатского края – сумму недополученных доходов компании, сложившуюся из межтарифной разницы за отпускаемую тепловую энергию в феврале 2025 г. Краевые власти судебное решение не оспаривали, оно вступило в законную силу. По делу об урегулировании разногласий между АО «Сахаэнерго» («РусГидро») в октябре суд удовлетворил требования энергетиков о внесении в соглашение о предоставлении субсидии на 2025 г. порядка перечисления средств, предполагающего, что 90% субсидии (458 млн рублей) бюджет должен перечислить в 2025 г., оставшуюся сумму – в 2026 г. Ранее перечисление большей части субсидии предполагалось в 2026 г.

Между тем в «Сибирской генерирующей компании» (СГК) в конце минувшего года повысили расчетную стоимость модернизации Приморской ГРЭС^[6] в рамках государственной программы ДПМ-2^[7] – до 108 млрд рублей, что в 1,6 раза больше оценки 2023 г. (65 млрд рублей). В конце 2024 г. в рамках ДПМ-2 на Приморской ГРЭС был введен в строй блок №9 (215 МВт), весной 2025 г. – блок №5 (210 МВт). В настоящее время в работе находятся энергоблоки №3 и №6. Ранее в СГК сообщали о намерении модернизировать шесть из девяти энергоблоков по ДПМ-2 к весне текущего года, но о завершении работ на блоках №3 и №6 пока не сообщалось. Сложность связана также с планируемыми работами по блоку №7 – заменой генератора на 200 МВт и реконструкцией котла в объеме 1,5 тыс. тонн поверхностей нагрева (в целом процесс планируется завершить к концу 2027 г.). Для данного блока рассматриваются варианты поэтапного ремонта. Стоимость работ по блоку №7 оценивается в 14,9 млрд рублей. Модернизация блоков №3 и №6 обходится в 18,6 млрд рублей. По блокам №2 и №4 работы предварительно намечены на 2027 г. На 2026 г. для Приморской ГРЭС заложено увеличение ремонтной программы на 27,5% - до 5,4 млрд рублей.

В группе En+ в феврале приступили к строительству тепловой электростанции мощностью 690 МВт в Усолье-Сибирском Иркутской области (как было указано выше, данный проект был отобран правительством в августе 2024 г. как один из объектов новой генерации в юго-восточной Сибири). Объем инвестиций в проект оценивается не менее чем в 250 млрд рублей. Электростанция будет состоять из трех энергоблоков. Планируется, что они будут вводиться в эксплуатацию последовательно в период с 2028 г. по 2029 г. ТЭС разместится на площади 52 га рядом с действующей ТЭЦ-11.

В ноябре в схему территориального планирования России в области энергетики решением правительства были включены проекты строительства и реконструкции электроподстанций и размещение дополнительных линий электропередачи в Амурской и Иркутской областях, Приморском и Забайкальском краях, Якутии.

В Иркутской области схема включает реконструкцию Ново-Зиминской ТЭЦ (Зиминский район), в Амурской области – строительство ПС 220 кВ «Прииск» в селе Соловьёвск (Тындинский муниципальный округ), ВЛ 220 кВ «Сковородино – Прииск» (Тындинский и Сковородинский муниципальные округа), строительство ВЛ 220 кВ «Рудная – Огоджинская» (Селемджинский район), в Приморском крае – реконструкцию ВЛ 220 кВ «Зелёный угол – Суходол» со строительством заходов на Шкотовскую ТЭЦ в селе Олений (Артёмовский городской округ), в Якутии – строительство заходов на ПС 220 кВ «Бекетов» с образованием ВЛ 220 кВ «Районная – Бекетов» и ВЛ 220 кВ «Городская – Бекетов» (Ленский район), в Забайкальском крае – выдачу электрической мощности Ононской СЭС через ВЛ 220 кВ «Харанорская ГРЭС – Шерловогорская» (Ононский муниципальный округ).

Прорабатываются меры поддержки строительства гидроэлектростанций, в том числе с помощью возобновления действия договоров на поставку мощности (ДПМ) для ГЭС. Данный механизм предполагает возврат инвестиций за счет повышенных платежей на оптовом рынке. Соответствующие положения содержатся в законопроекте «О содействии инфраструктурному развитию и повышению эффективности управления в сфере электроэнергетики» (разработан Минэнерго)^[8]. Он предполагает, что правила оптового рынка могут предусматривать формирование перечня ГЭС и ГАЭС, действующих на основе ДПМ. Ранее срок окупаемости инвестиций по ДПМ для ГЭС составлял 20 лет вместо 15 лет для ТЭС, доходность – 10,5% годовых (14% для ТЭС). Законопроект предусматривает наделение правительства полномочиями по утверждению порядка возврата инвестиций при строительстве ГЭС.

Так, предполагается возврат инвестиций в рамках платы за мощность, при этом, с учетом более существенных объемов работ и сроков строительства ГЭС, генерацию предполагается отбирать по результатам обоснования инвестиций. Законопроект Минэнерго также предполагает создание публично-правовой компании (ППК) «Росэнергопроект». В его задачи должны войти разработка типовых проектных решений, формирование отраслевого заказа на энергетическое оборудование, оптимизация ценообразования на всех этапах жизненного цикла объектов, управление стоимостью электроэнергии и мощности, утверждение предельных цен на оборудование, строительное оборудование и ресурсы. Также «Росэнергопроект» станет ответственным за подготовку земельных участков для необходимых гидроэлектроэнергетике водохранилищ и их строительство. Согласно законопроекту, правительству предстоит определить государственного оператора финансовой поддержки в сфере электроэнергетики. Его функции должны включать использование казначейских инфраструктурных кредитов, проектное банковское кредитование, привлечение внебюджетного финансирования для строительства, модернизации и реконструкции объектов электроэнергетики.

В «РусГидро» возвращение механизма ДПМ для строительства ГЭС поддерживают. Среди первоочередных объектов для строительства в компании рассматривают противопаводковую Нижне-Зейскую ГЭС в Амурской области (ее проектирование уже ведется институтом «Ленгидропроект» с 2023 г.). Группа En+ намерена построить в Иркутской области Тельмамскую ГЭС (Бодайбинский район). Согласно Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики, Нижне-Зейская ГЭС должна начать работу с 2032 г., Тельмамская ГЭС – в 2031 г.

Экспорт

Что касается экспорта электроэнергии с Дальнего Востока в Китай, то он был полностью прекращен с 1 января текущего года. Причиной отказа КНР даже от минимальных контрактных объемов (около 12 МВт) стали высокие экспортные цены, которые в 2026 г. впервые превысили внутренние китайские. Российско-китайский контракт на поставку электроэнергии формально действует до 2037 г.

Напомним, что «Интер РАО» (оператор экспорта и импорта электроэнергии) экспортировало в Китай излишки электроэнергии с Дальнего Востока (главным образом, выработка ГЭС «РусГидро»). Контракт на поставку был заключен с китайской Государственной электросетевой корпорацией в 2012 г. Предполагалось, что за весь период до 2037 г. в Китай будет поставлено около 100 млрд кВт*ч (около 4 млрд кВт*ч в год). В целом с 2012 г. экспорт в Китай составил порядка 40 млрд кВт*ч. В 2012-20 гг. объем экспорта электроэнергии из РФ в КНР оставался в среднем на уровне 3 млрд кВт*ч в год. В 2021 г. поставки резко выросли на 30%, до 3,97 млрд кВт*ч, в связи с намерением Китая закрыть энергодефицит в северо-восточных регионах (где существуют ограничения для поставок угля на местные ТЭС). Поставки достигли пика в 4,7 млрд кВт*ч в 2022 г., но уже с августа 2023 г. экспорт снижался, а в 2025 г. оказался минимальным.

Установленная контрактом формула цены не раскрывалась, но она может быть привязана к одноставочной цене (мощность плюс электроэнергия), складывающейся на Дальнем Востоке, а также учитывать тариф магистральных сетей на транспортировку электроэнергии до трансграничной ЛЭП «Амурская – Хэйхэ» и маржу «Интер РАО». Китайские импортеры продают электроэнергию своим потребителям уже по розничной цене.

В «Интер РАО» отрицают планы возможного расторжения экспортного контракта по инициативе российской стороны. В Минэнерго отмечают, что экспорт может быть возобновлен при получении соответствующего запроса от КНР. При этом мощности китайской энергосистемы значительно превосходят мощности ОЭС Востока, позволяя КНР замещать дальневосточный импорт.

Создание новой генерации

Продолжается создание объектов энергетической инфраструктуры на объектах горнодобывающей отрасли, а также на других крупных промышленных объектах ДФО. ПАО «Россети» в декабре возвело ЛЭП и расширило подстанцию для подключения к энергоснабжению Култуминского ГОКа в Забайкальском крае (Газимуро-Заводский муниципальный округ). Строительство ГОКа ведет ООО «Култуминское» (группа «Ареал»). Потребитель должен получить 49 МВт мощности. Протяженность двухцепной линии электропередачи 220 кВ составляет 115 км. Также в декабре в Хабаровском крае была запущена подстанция 220 кВ «Полиметалл» для золоторудного месторождения Албазино (ООО «Ресурсы Албазино»), а дальневосточное управление Ростехнадзора выдало разрешение на допуск в эксплуатацию энергетического комплекса на месторождении Талгий того же недропользователя в Хабаровском крае (район им. Полины Осипенко).       

ПАО «Россети Сибирь» в конце января поставило под напряжение новую воздушную линию электропередачи 110 кВ для энергоснабжения комбината на Зашуланском каменноугольном месторождении (оператор – ООО «Разрезуголь»^[9]) в Красночикойском муниципальном округе Забайкальского края. Потребитель будет обеспечен 12 МВт мощности.

В феврале АО «СО ЕЭС» подключило к сетям подстанцию 220 кВ «Витим» с линиями электропередачи 220 кВ «Сухой Лог – Витим №1 и №2» для энергоснабжения объектов на золоторудном месторождении Сухой Лог в Иркутской области (ООО «Полюс Сухой Лог», ПАО «Полюс»). Максимальная потребляемая мощность энергопринимающих устройств на данном этапе составила 15 МВт. В перспективе ожидается рост потребления до 229 МВт, но подключение такого объема нагрузки станет возможным после завершения строительства Новоленской ТЭС в Якутии («Интер РАО», установленная мощность – 550 МВт). Ее ввод намечен на лето 2028 г. АО «Мамаканская ГЭС» (ПАО «Полюс») в конце февраля поставило под нагрузку новый гидроагрегат №2, что стало первым этапом модернизации ГЭС, также направленной на обеспечение энергией Сухого Лога. Планируется замена всех четырех гидроагрегатов, мощность каждого составит 28 МВт против 21,5 МВт ранее, а мощность станции вырастет таким образом с 86 до 112 МВт. Капитальные работы рассчитаны на пять лет (до 2030 г.).

Между тем ООО «Белое золото» (холдинг «Селигдар») рассчитывает до конца 2029 г. ввести на золоторудном месторождении Кючус в Якутии ТЭЦ на 35 МВт. Тепловая мощность объекта в отопительный период должна составить 30 Гкал/ч, в неотопительный – 4,5 Гкал/ч. В качестве основного топлива для станции рассматривается уголь Куларского месторождения^[10] (Усть-Янский район). Напомним, что на Кючусе «Росатомом» запланировано строительство малой АЭС мощностью 110 МВт, ввод которой намечен на 2030 г. (ранее планировалось – в 2028 г. и мощностью 50 МВт). Тем самым ТЭЦ появится на объекте раньше, чем АЭС, что ускорит работу месторождения.

«Россети» в декабре 2025 г. в рамках второго этапа энергоснабжения космодрома «Восточный» в Амурской области подключили объекты к наиболее крупной на Дальнем Востоке подстанции 500 кВ «Амурская»^[11]. На подстанции смонтирована новая ячейка на открытом распределительном устройстве 220 кВ. От нее построена линия электропередачи протяженностью более 58 км до главной понизительной подстанции (ГПП) космического комплекса. Космодром таким образом получит 49 МВт. В настоящее время объекты космической инфраструктуры «Восточного» запитаны от двух независимых источников^[12].

Кроме того, к концу февраля «Россети» смонтировали на подстанции 500 кВ «Амурская» распределительное устройство 110 кВ, что позволяет увеличить на 37 МВт мощность, выдаваемую для города Свободный и Свободненского района. Стоимость работ составила 522 млн рублей.

Возобновляемые источники энергии и малая генерация

В сфере развития возобновляемых источников электроэнергии (ВИЭ) ряд ветряных и солнечных электростанций включены в схему территориального планирования в сфере энергетики. В январе в схему добавлены строительство солнечных электростанций в Еврейской АО (Дежневская СЭС, Семёновская СЭС в Камышовском сельском поселении Смидовичского района), строительство ветроэлектростанций в Амурской области (Успеновская ВЭС (первая и вторая очереди) в селах Успеновка, Иннокентьевка, Албазинка, Белый Яр Завитинского муниципального округа). Минэнерго ожидает проведения в текущем году конкурсного отбора проектов ВИЭ на Дальнем Востоке мощностью около 1,6 ГВт. Напомним, что в 2025 г. на Дальнем Востоке был проведен дополнительный отбор ВИЭ-генерации на 1,6 ГВт с вводом в 2026-28 гг.

Тем временем в Забайкальском крае (Газимуро-Заводский муниципальный округ) ООО ГРК «Быстринское»^[13] в октябре 2025 г. запустило на территории вахтового поселка Быстринского ГОКа солнечную электростанцию мощностью 571 кВт. На участке площадью порядка 1 га смонтировано более 1000 солнечных модулей единичной мощностью 565 Вт каждый. Расчетная выработка составит около 1 млн кВт*ч за первый год.

В Якутии на 2026 г. запланирован ввод четырех объектов локальной энергетики на основе возобновляемых источников. Основным проектом является ввод второй очереди автоматизированного гибридного энергокомплекса в поселке Сангар Кобяйского района (ПАО «Якутскэнерго», «РусГидро»). Проект предусматривает строительство солнечной электростанции мощностью 1 МВт, которая должна дополнить уже введенную в составе первой очереди дизельную электростанцию мощностью 5,65 МВт. Также автоматизированные гибридные энергокомплексы предполагается запустить в поселке Усть-Куйга Усть-Янского района, селе Синск Хангаласского района и селе Куйдусун Оймяконского района.

В феврале вице-премьер А.Новак поручил проработать вопрос строительства на Дальнем Востоке систем накопления электроэнергии^[14] (СНЭ) в связке с объектами возобновляемой энергетики. Правительство прорабатывает возможность строительства 370 МВт СНЭ в Приморском крае. Пока не решен вопрос о том, будет ли проведен конкурс на строительство СНЭ с заключением обязательного инвестиционного контракта, либо ПАО «Россети» будут назначены ответственными за проект без конкурса.

Со своей стороны, группа «РусГидро», «Зарубежнефть» и правительство Камчатского края в октябре минувшего года подписали соглашение о сотрудничестве по развитию геотермальной энергетики, связанное со строительством второй очереди Мутновской геотермальной станции^[15] (Елизовский район). Установленная мощность ГеоЭС-2 должна составить 66,5 МВт (два блока по 25 МВт плюс бинарный энергоблок на 16,5 МВт), выработка – около 531,5 млн кВт*ч в год.

Геологоразведкой и подготовкой проектной документации для строительства станции займется специально созданная «Камчатскэнерго» («РусГидро») и «Зарубежнефтью» в Петропавловске-Камчатском компания «Геотермальная энергетика». Проект получил название «Скалистая ГеоЭС». Срок окончания работ по проектированию намечен на сентябрь 2026 г. При этом в «РусГидро» заявляли о намерении сотрудничать с китайскими партнерами (неназванными) по данному проекту. В конце прошлого года губернатор Камчатского края В.Солодов отмечал, что строительство нового объекта начнется не раньше 2030 г. Напомним, что Мутновская ГеоЭС-1 (50 МВт) начала работать в 2002 г., наряду с Верхне-Мутновской ГеоЭС (12 МВт) и Паужетской ГеоЭС (12 МВт) она поставляет до 30% электроэнергии потребителям центрального энергоузла Камчатки.

Наконец, на острове Шикотан Сахалинской области в декабре был проведен первый пуск газа на строящейся двухтопливной Малокурильской газодизельной электростанции (с малотоннажного производства «Газпром гелий сервис» в Приморском крае). Общая мощность объекта составит 5,3 МВт. Генерирующий объект будет на 70% работать на природном газе, на 30% - на дизельном топливе. Работы проводит АО «Россети Мобильные ГТЭС» совместно с ПАО «Газпром». На первом этапе предстоит опробовать газодизельный генератор мощностью 1,1 МВт. В текущем году станция должна быть полностью введена в эксплуатацию.

Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.

[1] Агрегаторы нагрузки – это организации, выполняющие функции по управлению изменением нагрузки группы потребителей в целях продажи совокупности регулировочных способностей этих потребителей как единого объекта в качестве товара или услуги на оптовом рынке электроэнергии. Агрегаторы нагрузки могут быть независимыми компаниями или поставщиками электроэнергии (сбытовыми компаниями).

[2] Основной сектор оптового рынка электроэнергии, где за день до фактической поставки проводятся конкурентные аукционы по купле-продаже электроэнергии на каждый час следующих суток. Цена формируется на основе спроса и предложения.

[3] Крупнейшие потребители электроэнергии в ДФО – транспортная и добывающая отрасли (19% и 16% соответственно), а также население (17%). По оценкам Минэнерго, дефицит мощности к 2030 г. в равной степени затронет ОЭС Востока (Якутия, Хабаровский край, Амурская область, Еврейская АО и Приморский край), Юго-восток ОЭС Сибири (Забайкальский край и Бурятия) и технологически изолированные территориальные энергетические системы (Сахалинская область, Камчатский край, Магаданская область и Чукотский АО).

[4] Оператор – ООО «Разрезуголь» (совместное предприятие En+ и China Energy).

[5] Подразумевает выплату из региональных бюджетов компенсации энергетикам за экономические потери от льготного тарифа для населения (компенсация межтарифной разницы между реальной стоимостью тепловой и электроэнергии и ее ценой для потребителей).

[6] Всего у станции девять энергоблоков, ее установленная тепловая мощность - 237 Гкал/ч, электрическая - 1467 МВт. ГРЭС обеспечивает около 50% потребностей Приморского края в электроэнергии.

[7] Государственная программа ДПМ-2 (программа договоров о предоставлении мощности) утверждена в 2019 г. и призвана финансировать модернизацию российских предприятий за счет оплаты их мощностей промышленными потребителями.

[8] Законопроект разработан Минэнерго РФ, в январе размещен на федеральном портале проектов нормативных правовых актов для общественного обсуждения.

[9] СП En+ и China Energy.

[10] ООО «Куларуголь», собственником которого с октября 2024 г. является закрытый паевой инвестиционный фонд (ЗПИФ) «Инфраструктурный», находящийся под управлением АО УК «РФЦ-Капитал», связанного с акционерами группы «Селигдар».

[11] Подстанция является частью энергомоста, который связывает Амурскую область с соседними регионами и с Китаем, участвует в выдаче мощности Бурейской и Зейской ГЭС, питает подстанции Транссибирской магистрали, экспортные трубопроводы «Восточная Сибирь – Тихий океан» и «Сила Сибири».

[12] В 2014 г. была обеспечена связь космодрома с Единой национальной электрической сетью за счет выдачи до 121 МВт мощности космодрому от подстанции 220 кВ «Ледяная».

[13] 50,01% акций ООО ГРК «Быстринское» через АО «ХК Быстра» принадлежит ПАО «Норильский никель».

[14] Электроустановка, подключенная к электрической сети, включающая как минимум один накопитель электрической энергии, которая извлекает, хранит и отдает обратно в сеть электрическую энергию. Используется как источник бесперебойного питания.

[15] Станция эксплуатируется ПАО «Камчатскэнерго» (группа «РусГидро»).

Ни убавить, ни прибавить

Механизм дальневосточной надбавки запущен в 2017 году, напомнил зампред правления ассоциации «НП Совет рынка» Сергей Лебедев. За это время он претерпел определенную эволюцию. В 2020-м надбавку продлили, но с условием поэтапного исключения из субсидируемых категорий отдельных представителей рынка, в том числе предприятий ЖКХ и горнодобывающей промышленности.

Объем субсидий с 2017 по 2026 год оценивается в 326 млрд руб. Это значительные средства, отметил эксперт, которые помогли установить достаточно привлекательный инвестиционный климат на Дальнем Востоке. Данный тезис разделяют в правительстве Магаданской области. Внедрение этого механизма положительно повлияло на инвестактивность в регионе, позволило вдвое увеличить потребление электроэнергии в централизованной зоне, где основную выработку обеспечивают гидроэлектростанции (Колымская, Усть-Среднеканская), снизить экономически обоснованный тариф. Правда, с 2022 года крупные промышленные предприятия перестали быть получателями дальневосточной надбавки.

«У этого механизма есть недостаток, он работает только в моменте, когда тарифы снижаются. Если прекратить их снижать, то соответственно все эффекты исчезают. В связи с этим разумное решение, если механизм продляется, – половину [суммы] направлять на инвестиции. Здесь две возможности: первая – субсидировать строительство станций целиком, для чего можно привлекать госкомпании, особенно для тех мест, куда частный инвестор не придет. И можно внедрять конкурентные механизмы, когда инвестор сначала строит сам, затем ему возвращается часть средств с соответствующим пересчетом доходности», – рассуждает Сергей Лебедев.

Однако предложенная концепция, когда половина средств идет на субсидии, а половина –в обновление генерации, вызвала дискуссии. По словам сенатора от Магаданской области Николая Ежова, изъятие 50% дотаций сделает тарифы неподъемными для ряда энергопотребителей в локальных зонах. «90% дальневосточной надбавки для Магаданской области на текущий момент приходится на зону децентрализованного энергоснабжения, куда завоз топлива осуществляется в период летней навигации морским путем. И, следовательно, при направлении только 50% надбавки тарифы на электрическую энергию в локальных зонах энергоснабжения станут, на наш взгляд, неприемлемыми для малого и среднего предпринимательства», – подчеркнул Николай Ежов.

В регионах предлагают установить перечень льготных категорий потребителей. В первую очередь речь идет о бюджетных организациях, ЖКХ, малом бизнесе. Вопрос адресности поддержки – крайне актуальный, соглашается замдиректора департамента развития электроэнергетики Минэнерго РФ Ольга Арутюнова. Он будет обсуждаться с Минвостокразвития при участии территорий.

«Кого мы хотим и готовы поддерживать, регионы уже могут понимать: сколько у них была надбавка в 2025 году, брать от нее половину и оценивать, что вот эту сумму, они смогут потратить, чтобы снизить потребителям цены», – пояснила представитель Министерства энергетики. 

Задел на будущее

В текущем виде дальневосточная надбавка уже не способна сдерживать рост экономически обоснованных энерготарифов Дальнего Востока, так как значительная часть инфраструктуры ТИТЭС устарела и функционирует неэффективно. «В некоторых поселках Якутии цены доходят почти до 100 руб. [за кВт час]. Это, конечно, неприемлемо. Народу там мало, и нужно как-то поддерживать объекты генерации в жизнеспособном состоянии», – говорит Ольга Арутюнова.

Средства, которые пойдут в инфраструктуру в рамках дальневосточной надбавки до 2035 года, должны сформировать задел для будущей эффективности энергетики, считает Сергей Лебедев. В Якутии в экономически обоснованном тарифе до 90% занимает топливная составляющая, уточнил он. Соответственно важно инвестировать в современное оборудование с меньшим расходом удельного топлива, в создание комбинированных станций с ВИЭ-технологиями. Отчасти эта работа проводится в той же Якутии: в 2021-2025 годах на основании энергосервисных договоров введены 14 автоматизированных гибридных энергокомплексов – дизельных электростанций с применением солнечной генерации суммарной мощностью 13,7 МВт. Вместе с тем республиканские власти предлагают совместно с федеральными министерствами изучить пилотные проекты когенерации, которые позволят снизить потребление дорогостоящего дизтоплива и заменить его на пеллеты и местный уголь.

В Минэнерго разработана программа по развитию локальной генерации. Она предусматривает 270 объектов, причем на первом этапе планируется затронуть 90 станций, в основном в Якутии и Камчатке, сообщили в ведомстве. В Камчатском крае обостряется ситуация с сырьевой базой. Часть энергетики полуострова питалась от местных запасов природного газа. Между тем поставки голубого топлива сокращаются, и региону приходится все больше завозить морем мазут и дизтопливо, а это влияет на валовую выручку энергокомпании, рассказала руководитель региональной службы по тарифам и ценам Марина Лопатникова.

«У нас ежегодная потребность составляет порядка 420 млн куб. м газа, но фактическая поставка на 2026 год «Газпромом» ожидается в объеме 65 млн. То есть нам нужно будет завести дополнительно 179 тыс. т мазута, а это примерно 7,5 млрд руб. Это будет частично переложено на потребителя. Хотя [затраты] субсидируются за счет надбавки, тем не менее нагрузка значительная», – проинформировала она. 

Цена завоза

Оптимизировать издержки при доставке топлива на Дальний Восток – задача нетривиальная. Вопрос, в частности, предполагается отработать по линии северного завоза. «От 60% в стоимости топлива – это логистика. Сейчас работаем с крупными компаниями, у нас есть пример «Колмара», который по Республике Саха (Якутия) считает нам сейчас логистику и возможность модернизации угольных котельных для заключения долгосрочного контракта», – рассказал директор департамента развития Арктической зоны РФ и реализации инфраструктурных проектов Минвостокразвития Илья Чернов.

Между тем проблема топливных поставок затрагивает не только ТИТЭС, но и объединенные энергосистемы. На юге Якутии работает ГРЭС, которая расположена вблизи угольного разреза, но уголь покупается из Кузбасса. «Стоимость доставки огромная. Может быть, не так дорог уголь, как дорога сама доставка», – подчеркнула Ольга Арутюнова.

Для некоторых регионов приобретение дальнепривозного угля – мера вынужденная. Амурская область, в частности, испытывает сложности с обеспечением угольной продукцией Благовещенской ТЭЦ и котельных Приамурья. Топливо для энергетиков добывается на Райчихинском месторождении, запасы которого истощены, а возможности другого местного разреза, Ерковецкого, сегодня ограничены. Часть угля приходится завозить из Красноярского края. Кроме усложнения логистики, это несет еще одну проблему: использование угля непроектных марок приводит к преждевременному износу энергетического оборудования, повышает риски аварийности.

В последние годы энергетикам достаточно сложно было предугадать свои топливные затраты, что сказывалось на доходности. На Дальнем Востоке в основном используется уголь, цены на который не регулируются государством, обращает внимание начальник управления развития конкурентного ценообразования ассоциации «НП Совет рынка» Алексей Губер.

Действительно, продолжает Ольга Арутюнова, еще несколько лет назад наблюдалась ситуация, когда энерготарифы для Дальнего Востока были установлены на сравнительно низком уровне, при этом увеличивалась стоимость угольной продукции, формирующаяся на рыночных принципах. «Цены росли в 2023-2024 годах, из-за чего накапливались выпадающие доходы в первую очередь у «РусГидро» – самого крупного владельца генерации на Дальнем Востоке. Приходилось каким-то образом их закрывать: брали кредиты, кредиты были дорогие», – констатировала чиновник.

В этой связи напрашивается идея целесообразности государственного реагирования. По мнению директора ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Валерия Дзюбенко, уголь ничем не отличается от любых других видов отправки массовой продукции на экспорт, будь то, к примеру, минеральные удобрения или зерно, на вывоз которых правительством предусмотрены квоты с целью стабилизации цен на внутреннем рынке. Если ввести механизм квотирования в отношении поставок энергетического угля, выставив определенные условия ценообразования для внутреннего энергорынка, это, как представляется, может повлиять в положительную сторону, считает эксперт.

Вместе с тем жесткий подход – не лучшее решение, убеждена Ольга Арутюнова, поскольку угольная отрасль сейчас находится в тяжелом экономическом положении. И на стоимость логистики влияют определенные факторы. В частности, важно учитывать планы по развитию железнодорожной инфраструктуры Восточного полигона, что так или иначе будет отражаться в тарифах.

«РЖД говорят нам, что нужно расширять пропускную способность. Это тоже капитальные затраты. И транспорт, и добыча – это все ложится на плечи энергетиков и отражается в цене на электроэнергию», – говорит представитель Минэнерго.

И все же, резюмирует она, необходимо на всех этапах изучить возможности оптимизации, которая должна повлиять на стоимость вырабатываемой энергии.