Владислав КАРАСЕВИЧ
Научный руководитель ООО «Умные энергосистемы», директор по научной работе ИЦ автономной энергетики МФТИ, к. т. н.
Е-mail: karasevich.va@mipt.ru

Антон ЛЕДРОВ
Генеральный директор ООО «Умные энергосистемы», магистрант
кафедры «Блокчейн» МФТИ

Михаил ПОВЕРНОВ
Технический руководитель ООО «Умные энергосистемы», руководитель отдела ИТ и автоматизации процессов ИЦ автономной энергетики МФТИ

Дмитрий ВОРОНЦОВ
Специалист по силовой электронике ООО «Умные энергосистемы», аспирант кафедры интегрированных киберсистем МФТИ

Екатерина СОЛНЦЕВА
Заместитель председателя правительства Нижегородской области, к. т. н.

Введение

В настоящее время в российской и мировой энергетике наблюдается резкий и устойчивый рост энергопотребления, вызванный цифровой трансформацией основных производственных и жизненных процессов. Это приводит к необходимости строительства новых центров обработки данных (ЦОД), систем передачи данных, переходу на электротранспорт и автоматизированные системы управления. На разных уровнях функционирования энергосистем (глобальном, региональном, локальном, индивидуальном) все чаще образуется дефицит мощности, вызванный нехваткой пропускной способности сетей в пиковые периоды. Устойчивый рост потребления ставит вопросы о строительстве новых генерирующих мощностей. В России рост спроса оценивается примерно в 3,5% в год, а в отдельных регионах, например, на Дальнем Востоке – до 5% и выше. По данным Минэнерго, необходимо ввести 88 ГВт новых мощностей до 2042 г. [1]. При текущих ценах на строительство новых мощностей в 400 тыс. руб. за 1 кВт (на основании [2]) строительство новой генерации можно оценить в более чем 38,9 трлн руб., общие затраты с учетом строительства новых и реконструкции существующих сетей в этот же период (на основании [1]) могут превысить 41 трлн руб.

Наряду со строительством новой генерации и увеличением пропускной способности существующих сетей, одним из решений проблемы нехватки мощности в пиковые периоды могут быть инструменты перераспределения нагрузки у потребителя с периодов пикового потребления на периоды более низкого спроса на электроэнергию, исходя из того, что сегодня установленная мощность электростанций только в ЕЭС России превышает 240 ГВт. Кроме того, еще порядка 2 ГВт могут добавить изолированные энергосистемы. Средний уровень загрузки электростанций в 2023 г. составил 52% (по тепловым электростанциям коэффициент использования установленной мощности немного превышает 48%) [1]. В связи с этим целесообразно там, где это актуально, рассматривать оптимизацию энергопотребления (в том числе и с использованием подходов к перераспределению нагрузок и использованию накопителей энергии) как альтернативу строительства части запланированных мощностей. Повышение эффективности загрузки существующих электростанций на 1% может стать альтернативой строительства 2,4 ГВт мощностей и снизить затраты на возведение, с учетом сетей, на более чем 500 млрд руб. В настоящий момент работа в этом направлении ведется силами ПАО «Россети» и их подрядчиков. В декабре 2019 г. на низкой стороне (0,4 кВ) подстанций в Белгороде была впервые установлена система накопления электроэнергии (СНЭ) мощностью 10 кВт и емкостью 53,3 кВт·ч, на сегодняшний день по стране стоят десятки таких систем [3]. В 2022 г. подготовлен и утвержден стандарт ПАО «Россети» СТО 34.01–3.2–018–2022 «Системы накопления электрической энергии. Типовые технические требования» [4]. В сентябре 2025 г. проведены тендеры на строительство трех крупных СНЭЭ общей мощностью 350 МВт в Южном Федеральном округе, их ввод в эксплуатацию планируется до конца 2026 г. Средняя стоимость 1 кВт мощности СНЭ составила 168,6 тыс. руб., что значительно ниже, чем стоимость 1 кВт генерации в округе [5].

В России несколько тысяч изолированных энергообъектов, основным энергоресурсом на которых является дизельная генерация. Из-за сложной логистики дизельного топлива (ДТ), один из вариантов которой показан на рис. 1, стоимость электроэнергии в отдельных населенных пунктах Арктического региона России превышает 2500 руб. за 1 кВт·ч, что делает целесообразным рассмотрение вариантов снижения потребления ДТ за счет применения альтернативных решений, в том числе ВИЭ и СНЭЭ. Часто при доставке ДТ приходится учитывать, что периоды водной и сухопутной навигации не совпадают по времени: например, навигация по р. Лена идет с мая по сентябрь, а зимние дороги (зимники) прокладывают после установления стабильных морозов [6]. Стоимость северного завоза, по которому топливом снабжаются более 4100 населенных пунктов из 25 регионов, в 2022 г. составила 99,7 млрд руб., из 3,4 млн т груза доля ДТ, бензина и мазута достигла 37% [7]. Во многих изолированных поселениях применение комбинации ВИЭ и СНЭЭ (в том числе и сезонных накопителей энергии в виде водорода) не только приведет к снижению стоимости энергоснабжения за счет снижения доли ДТ в энергобалансе, но и окажет благоприятное воздействие на окружающую среду.

В настоящий момент реализованы десятки проектов по замещению дизельной генерации на гибридные ветро-­дизельные или солнце-­дизельные автономные гибридные энергокомплексы (АГЭК). В качестве примера можно привести ветро-­дизельный комплекс в п. Тикси (Республика Саха), в составе которого 3 ветроустановки (ВЭУ) общей установленной мощностью 900 кВт, дизельная электростанция (ДЭС) установленной мощностью 3000 кВт и система хранения энергии (СНЭ) мощностью 1000 кВт или АГЭК «Сасыр» (Республика Саха), в составе которого СЭС 230 кВт, ДЭС 1000 кВт и СНЭ 1000 кВт [8]. В ближайшее время ПАО «РусГидро» планирует построить 73 АГЭК с использованием ВИЭ в Якутии и 7 – на Камчатке общей установленной мощностью ВИЭ 30 МВт и ДЭС – более 90 МВт [9].

Наряду с применением СНЭЭ, одним из подходов по выравниванию генерации и спроса на электроэнергию являются системы управления спросом, в том числе и за счет применения мультиагентных торгов.

Управление спросом на энергию и мультиагентные торги

В большинстве случаев, под управлением спросом чаще всего понимают изменение потребления электроэнергии конечными потребителями относительно их нормального профиля нагрузки в ответ на изменение цен на электроэнергию во времени или в ответ на стимулирующие выплаты [10]. Однако в данной работе основной акцент связан с оптимизацией энергопотребления для повышения надежности работы локальной энергосистемы, а не для извлечения максимальных финансовых дивидендов. Частными случаями работы представленной модели может быть максимальное извлечение прибыли за счет оптимизации собственного потребления: в этом случае в модель добавляется агент, который покупает энергию на аукционе с целью ее продажи на внешний рынок.

В локальных энергосистемах управление спросом внутри самой системы может быть реализовано за счет применения механизма мультиагентных торгов. Мультиагентная система (MAS) – это система, состоящая из нескольких автономных интеллектуальных агентов, которые взаимодействуют друг с другом для достижения общей цели. В случае применения в энергетике суть метода состоит в том, что каждому элементу генерации, накопления энергии или нагрузке (потребителю) соответствует виртуальный агент (рис. 2), а распределение доступной для потребителей энергии происходит путем аукционных торгов. Торги могут проходить как периодически (например, раз в час или в 15 минут), так и непрерывно. Прогнозные данные по выработке электроэнергии ВИЭ формируются на основе прогнозных метеоданных со специализированных ресурсов (например, [11] или [12]) или рассчитываются самостоятельно.

Теоретические основы моделирования

Общая схема энергосистемы (рис. 3) сочетает в себе наличие сетевой и распределенной генерации. В случае изолированной энергосистемы центральная генерация со стороны сети отсутствует, наличие остальных элементов (например, ВИЭ, дизельной генерации или СНЭЭ) опционально. СНЭЭ может представлять собой комбинацию из нескольких накопителей энергии (например, комбинацию из проточного ванадиевого редокс-­накопителя, водородной системы хранения энергии и системы хранения энергии на литий-­ионных батареях). Следует отметить, что сегодня практически во всех изолированных энергосистемах присутствуют дизельные электростанции (ДЭС).

Модель рассматривает 3 основных группы потребителей. В первую группу входят изолированные энергосистемы, которые не подключены к сетям и снабжаются энергией только за счет собственной генерации (в основном это генерация на привозном дизельном топливе). Во вторую группу входят условно-­изолированные энергосистемы, потребители, которые подключены к сети, но сеть или не является единственным источником выработки электроэнергии, или в полной мере не может обеспечить электроэнергией всех потребителей. Сумма нагрузок в таких системах выше, чем выделенная потребителю или локальной энергосистеме (через подстанцию) мощность. Третья группа потребителей производит электроэнергию на базе распределенной генерации (в том числе ВИЭ) и может не только выступать потребителем энергии из сетей, но и выдавать излишки своей электроэнергии в сеть.

Для изолированного поселения, объекта или потребителя. Баланс производства и потребления энергии в данном случае зависит от установленной мощности генерации. В случае, если речь идет о дизельной генерации, производство электроэнергии всегда подстроится под любое потребление и возможности для оптимизации нагрузки достаточно ограничены (энергосбережение и выравнивание нагрузки приводит к уменьшению расходов дизельного топлива).

Если у потребителя или в энергосистеме объекта есть генерация на базе возобновляемых источников энергии, то ее выработка нестабильна во времени и часто не коррелирует со спросом на электроэнергию. В этом случае выравнивание нагрузки под выработку электроэнергии может дать ощутимый эффект. Благодаря механизмам прогнозирования можно определить выработку энергии на будущий период (например, на 30 минут или на 1 час вперед) и подстроить локальный спрос на энергию, исходя из будущей выработки. При наличии в системе накопителей энергии также учитывается заряженность накопителя и его политика в отношении обеспечения надежности энергоснабжения. Нагрузка, включая накопители энергии, в этом случае гибко ранжируется по важности (в рамках проекта авторы используют для ранжирования нагрузки механизм мультиагентных торгов), в первую очередь доступ к электроэнергии получает то оборудование, которое в данный момент времени получило наивысший приоритет. При этом часть оборудования (например, противопожарные системы или автоматика) автоматически получают наивысший статус, часть оборудования (например, некоторые розетки и наружное освещение) могут изначально получить самый низший ранг и снабжаться электроэнергией по остаточному принципу.

Для отдельно взятого потребителя или локальной энергосистемы. В отличие от предыдущего случая в качестве одного из источников энергии (иногда даже единственного) выступает сеть, которую в данном случае характеризует доступная мощность (до 15 кВт у физических и до 150 кВт у юридических лиц) и условно-­бесконечная емкость (ограничена только мощностью, умноженной на заданный временной интервал). В некоторых случаях у потребителя есть генерация на базе ВИЭ или даже дизельная генерация, возможно наличие в локальной энергосистеме накопителей энергии. Энергосистему, которая подключена к сети, но сеть при этом не обеспечивает потребность и является одним из источников генерации (в отдельных случаях в качестве еще одного источника энергии может выступать накопитель энергии).

Микрогенерация. В данном случае речь идет о потребителе, у которого стоит собственная генерация электроэнергии на базе ВИЭ. Потребитель использует сеть в обе стороны. Сеть можно представить как накопитель определенной мощности (потребитель может подключить на выдачу в сеть до 15 кВт мощности ВИЭ), емкость которой ограничена только договором между сетями и потребителем (обычно это 15 кВт для физических и до 150 кВт для юридических лиц). В текущей редакции закона о микрогенерации установленная мощность генерации ВИЭ у физического лица должна быть не более 15 кВт, у юридического – не более 100 кВт (с выдачей в сеть не более 15 кВт). В настоящий момент рассматривается вариант увеличения выдаваемой в сеть мощности ВИЭ со стороны потребителя до 150 кВт.

Методология моделирования элементной базы для мультиагентных торгов

На рис. 4 показана общая схема разработанного в рамках исследования экспериментального стенда. Отдельные его элементы (генерация энергии, накопление энергии, нагрузка (потребители) и их реализация в рамках стенда будут рассмотрены далее.

Генерация электроэнергии. На первом этапе для определения текущей и прогнозной генерации солнечной и ветровой энергии выбирается объект исследования и его координаты. Далее данные для расчета генерации берутся, исходя из расположения объекта или поселения. При наличии доступа у объекта или поселения к электрической подстанции или щиту считается, что со стороны сети есть возможность стабильного получения электроэнергии, ограничиваемого мощностью подстанции или щита. Дизельная генерация, при ее наличии, рассматривается как резервная и аварийная, доступная мощность определяется установленной мощностью дизельных агрегатов. Основной задачей оптимизации в случае наличия сетевой и дизельной генерации является снижение расхода дизельного топлива и снижение затрат на сетевую электроэнергию.

На втором этапе определяется текущая и прогнозная выработка энергии для генерации на базе возобновляемых источников энергии (в рамках исследования рассматривается только солнечная и ветровая генерация).

Генерация электроэнергии на фотоэлектрических панелях определяется по формуле 1.

E = 0,9 * S * G * η * t (1)

где E – вырабатываемая электроэнергия (Вт·ч), S – площадь солнечной панели (в квадратных метрах), G – плотность солнечной радиации (мощность солнечного излучения на единицу площади, Вт/м²), η – коэффициент полезного действия (КПД) солнечной панели, t – время, в течение которого панель подвергается воздействию солнечной радиации (в часах). Значения S и η зависят от технических параметров выбранных фотоэлектрических панелей, текущие и прогнозные почасовые значения G на 24 часа вперед берутся из специализированных ресурсов по прогнозированию погоды [10, 11]. Коэффициент 0,9 говорит о том, что 10% выработки заложено в потери на преобразование энергии.

Полученные данные о выработке солнечной генерации отправляются в систему управления верхнего уровня, откуда поступает команда на входящий в состав стенда источник постоянного тока 1. Полученная с источника постоянного тока энергия проходит и преобразуется на инверторе 2 в переменный ток напряжением 220 В и частотой 50 Гц и попадает на шину переменного тока 4.

Генерация ветровой энергии определяется по формуле 2.

P = 0,9 * π * D2/8 * ρ * V³ * η (2)

где P – мощность ветроагрегата, D – диаметр ветроколеса, ρ – плотность воздуха, V – скорость ветра на высоте ветроколеса, η – КПД ветроагрегата. D и η определяются исходя из технических характеристик выбранного ветрогенератора, ρ обычно берется около 1,226 кг/м³, прогнозная скорость ветра на высоте ветроколеса берется как скорость ветра на высоте 10 или 50 м из [1, 2] и пересчитывается по формуле 3. На потери, как и в случае СЭС закладывается 10%.

V=Vф × (H/Hf)a (3)

где V – скорость ветра на высоте ветроколеса, Vfф – скорость ветра на высоте флюгера, H – высота ветроколеса, Нф – высота флюгера, a – показатель, зависящий от рельефа местности и турбулентности (для открытой равнины обычно принимают 1/7 или 0,14).

Полученные данные о выработке солнечной генерации отправляются в систему управления верхнего уровня, откуда поступает команда на входящий в состав стенда источник переменного тока 3 и далее попадают на шину переменного тока 4.

СНЭЭ и нагрузка. В качестве СНЭЭ на стенде электромобиль и аккумуляторная батарея. Модуль электромобиля состоит из 7 соединенных последовательно ячеек «Ниссана Лиф», которые заряжаются от разработанного авторами блока умной зарядки. Основная функция блока умной зарядки – обеспечить выдачу на зарядную станцию и далее на электромобиль мощность, ограниченную текущими результатами мультиагентных торгов. Выдача энергии из модуля осуществляется через инвертор 7, преобразовывающий постоянный ток с напряжением 48 В в переменный в 220 В, далее переменный ток поступает на шину 4.

Литий-ионная батарея 6 напряжением 48 В и мощностью 1 кВт подключена к шине переменного тока 4 через двухсторонний инвертор 5 мощностью 2 кВт, на котором происходит преобразование переменного тока 220 В в постоянный ток 48 В и наоборот.

Моделирование нагрузки (кроме электромобиля и аккумуляторной батареи в режиме зарядки) происходит за счет использования электрического тэна (с плавным регулированием), вентилятора (с плавным регулированием) и набора ламп.

Моделирование мультиагентных аукционов

Все оборудование локального энергокомплекса может быть разделено на 3 группы. К первой группе относится оборудование, которое имеет свою продвинутую автоматизацию и может быть подключено к системе управления высшего уровня. В этом случае оборудование просто встраивается в систему управления спросом. Вторая группа включает в себя неавтоматизированное или недостаточно автоматизированное для общения с системой верхнего уровня оборудование, которое можно доавтоматизировать, установив на него модуль автоматизации. Такой модуль разработан в рамках проекта на базе одноплатного компьютера, пример автоматизированного холодильника «Саратов». В третью группу относится оборудование, которое невозможно автоматизировать, мониторинг и управление таким оборудованием осуществляется за счет умных розеток и автоматов.

Аукцион по торговле энергией проводится на центральном сервере, куда поступают заявки от мультиагентов. В первую очередь удовлетворяются заявки с наивысшим приоритетом, которые идут по максимальной внутренней цене. Далее заявки идут с понижением цены и приоритетности. Объем выставленной на торги энергии определяется прогнозным значением выработки ВИЭ (наличие сети не рассматриваем, дизельная генерация стоит в аварийном резерве) на отчетный период. В модели торги повторяются каждые 15 минут, в реальности аукционы можно проводить как дискретно с любым временным интервалом, так и непрерывно. Системы хранения энергии также участвуют в аукционе как продавцы и покупатели, цена покупки и продажи определяется агентом исходя из заряженности СНЭЭ и электромобиля. В случае наличия достаточного объема энергии ВИЭ удовлетворяются заявки всех потребителей, при ее дефиците заявки с наименьшим приоритетом отклоняются.

В процессе моделирования нагрузки часто ее потребление можно разбить на 2 и более аукционных запроса с разными приоритетами. Например, для системы кондиционирования помещения важно соблюсти требования санитарных норм, из потребности энергии для их исполнения формируется потребительский минимум с высоким приоритетом в аукционных торгах. Кроме того, потребитель может установить комфортный для себя режим работы оборудования, который потребует дополнительной энергии: на аукцион будет подана вторая заявка с меньшим приоритетом, чем первая.

Сообщение Применение мультиагентных торгов для оптимизации спроса на электроэнергию в локальных энергосистемах появились сначала на Энергетическая политика.

Николай ШВЕЦ
Заведующий кафедрой мировой электроэнергетики Международного института энергетической политики и дипломатии
МГИМО России, д. э. н., профессор
Е-mail: nns56@mail.ru

Артем СОХИКЯН
Директор Департамента международного сотрудничества и устойчивого развития
ПАО «РусГидро», аспирант МГИМО МИД России
Е-mail: asokhikyan@yandex.ru

Вера ШЕЛЕВАЯ
Помощник директора Департамента международного сотрудничества
и устойчивого развития ПАО «РусГидро»
Е-mail: v.shelevaya@mail.ru

Анализ гидроэнергетических рынков и моделей реализации гидроэнергетических проектов за рубежом

В настоящее время практически все крупные международные компании в сфере гидроэнергетики имеют солидные маркетинговые службы и проводят регулярные исследования, ключевая задача которых – определить потенциальные рынки своей деятельности. От корректности разработки и эффективности реализации маркетинговой стратегии зачастую зависят экономические результаты компании на том или ином рынке [1].

Основой любого маркетингового анализа является четкое определение критериев, по которым осуществляется исследование, и их ранжирование (значимость). В целях оценки международных рынков гидроэнергетики считаем целесообразным установить следующие критерии:

1. Уровень обеспеченности государства водными ресурсами, наличие высокого технически реализуемого гидроэнергетического потенциала, планы по развитию низкоуглеродной энергетики.
2. Наличие прочных исторических и агентских (посреднических) связей с данной страной, образовавшихся в результате реализации проектов.
3. Политическая ситуация (стабильность, преемственность политической власти, отсутствие военных конфликтов, отношения между государствами).
4. Экономическая ситуация (привлекательный инвестиционный климат, привлекательная для бизнеса тарифная политика в сфере электроэнергетики, наличие экономических и финансовых ресурсов для реализации проектов, случаи невыполнения взятых обязательств и др.).
5. Уровень конкуренции на рынке со стороны других компаний-­лидеров отрасли.
6. Опыт страны в реализации крупных гидроэнергетических проектов за последние 10–15 лет, а, следовательно, наличие профессиональной кадровой базы.

частии в реализации проектов в сфере гидроэнергетики в большинстве случаев принимается в результате анализа совокупности факторов. Вместе с тем нередки случаи, когда тот или иной критерий может играть ключевую роль и стимулировать отраслевые компании к участию в проекте или отказу от его реализации [2]. Так, наличие масштабных санкций, введенных международным сообществом в отношении Афганистана, Ирана, Северной Кореи и режимов в указанных государствах, является основным барьером, препятствующим работе лидирующих отраслевых компаний, в том числе российских, в данных странах (в связи с риском распространения вторичных санкций).

В случае Российской Федерации наиболее интересными в настоящее время представляются те регионы и страны, которые являются дружественными или нейтральными по отношению к стране, а также те, с которыми у отечественных компаний ранее установлены политические и экономические контакты [3].
Классическая последовательность отбора международных рынков отечественными компаниями на современном этапе выглядит следующим образом:

1. Отбор дружественных и нейтральных регионов и стран, где возможно установление надежных и долгосрочных отношений в перспективе (с учетом наличия устойчивых схем осуществления платежей) [4].
2. Выбор государств с высоким уровнем обеспеченности гидроресурсами и технически реализуемым гидроэнергетическим потенциалом.
3. Отбор стран, в которых планируются или находятся в стадии реализации гидроэнергетические проекты с высокой потенциальной установленной мощностью, т. к. проекты малых ГЭС менее прибыльны по причине отсутствия эффекта масштаба, но несут те же риски при фактически том же объеме работ [5].

Кроме того, необходимой и важной частью после проведения отбора стран по планируемым и реализуемым проектам является их приоритезация в соответствии с ранее установленной профильной ориентацией на конкретные рынки / регионы до начала февраля 2022 г.: наличие налаженных связей с этими странами, опыт взаимодействия или реализованные проекты на данных территориях ранее, подтвержденный уровень компетенций для осуществления проектов в конкретной стране.

На первом этапе отбора дружественных и нейтральных стран внимание сконцентрировано на государствах-­соседях, входящих в СНГ, регионов Азии и Африки, а также субрегионах Америки: Южной Америки и некоторых стран Карибского бассейна. Оставшиеся макрорегионы не соответствуют первому критерию.

На втором этапе, оценивая уровень обеспеченности водными ресурсами, стоит заметить, что наиболее привлекательными (искл. недружественные) являются Южная Америка (Северо-­Западная и Северо-­Восточная), Южная, Юго-­Восточная Азия (см. рис. 1).

Уровень освоения гидропотенциала в развивающихся странах составляет менее 30%, что говорит о высокой привлекательности сотрудничества на долгосрочной основе [6].

Несмотря на то, что Африка обладает незначительным гидропотенциалом в сравнении с ранее упомянутыми регионами, установление долгосрочных и ответственных отношений с правительствами стран данного континента имеет стратегическое геополитическое значение для Российской Федерации, в том числе с учетом усиливающегося санкционного давления со стороны недружественных государств. Кроме того, необходимо учитывать существующий многолетний положительный опыт взаимодействия России со странами Африки в сфере гидроэнергетики, а также результаты состоявшегося в июле 2023 г. в г. Санкт-­Петербурге Второго саммита «Россия – Африка» [7].

По аналогичному принципу к потенциальным рынкам можно отнести страны СНГ и страны Ближнего Востока, располагающиеся в Центральной и Западной части Азии, ввиду сложившихся длительных и доверительных отношений между Россией и рядом государств указанных регионов, которые доказали свою надежность в условиях высокого уровня политической турбулентности.
На третьем этапе осуществлен поиск и анализ потенциальных крупных гидроэнергетических проектов на разных этапах: на стадии научно-­исследовательских и проектно-­изыскательных работ, строительно-­монтажных работ, модернизации и технического перевооружения в странах СНГ, Южной и Юго-­Восточной Азии, Южной Америки – с целью дальнейшей оценки потенциала российских компаний и приоритезации рынков.

В результате анализа открытых источников (сайтов профильных ведомств и крупнейших компаний зарубежных стран в сфере гидроэнергетики, маркетинговых обзоров исследовательских институтов и международных гидроэнергетических организаций), гидроэнергетического атласа Hydropower and Dams за 2024 г., а также информационно-­аналитических материалов ПАО «РусГидро» определено следующее количество перспективных проектов в сфере гидроэнергетики для проведения российскими компаниями переговоров об участии в них «под ключ», предоставления инжиниринговых услуг, осуществления строительно-­монтажных работ, экспорта энергетического оборудования и др.:
– 205 проектов в Азии;
– 86 проектов в Латинской Америке;
– 55 проектов в Африке (см. таблицу 1).

Стоит учесть, что неравномерность распределения информации по каждому отдельному проекту и год публикации данных о проектах, могут влиять на конечную оценку их количества к настоящему моменту. То есть для увеличения уровня надежности и достоверности информации необходимо обладать инсайдерскими сведениями, что в рамках данной работы не представляется возможным.

По результатам первичного исследования, основанного на материалах из публичных выступлений руководства ПАО «РусГидро»,был определен перечень наиболее релевантных рынков в гидроэнергетике. Основными критериями для определения являлись: надежность партнерских отношений как в прошлом, так и в настоящем времени, количество ранее реализованных проектов на данных территориях, уровень компетенций, необходимый для реализации проектов внутри конкретной страны .
В итоге сформирован следующий приоритетный для компании перечень макрорегионов:
– страны Содружества Независимых Государств (СНГ);
– страны Азии;
– страны Африки;
– страны Латинской Америки.

Страны СНГ представляют надежную опору в развитии экономических отношений в долгосрочной перспективе с Россией. Образовавшиеся в результате распада СССР независимые республики сформировали международное интеграционное объединение для регулирования экономических взаимоотношений друг с другом – Евразийский экономический союз (ЕАЭС). Действительными членами организации являются Армения, Белоруссия, Казахстан, Киргизия, Россия. Молдавия и Узбекистан – в статусе наблюдателей в ЕАЭС.

В таблице 2 представлены результаты поиска и анализа гидроэнергетических проектов, которые будут инициированы или уже реализуются на территориях ряда перспективных стран СНГ, в том числе могут находиться на разных этапах: от стадии проектно-­изыскательных работ до строительно-­монтажных работ.

Наиболее перспективными рынками в СНГ являются Таджикистан, Киргизия и Узбекистан ввиду высокого уровня гидропотенциала и потенциальной установленной мощности проектов, планируемых к реализации до 2030 г., а также солидного опыта создания объектов электрогенерации в целом и гидрогенерации в частности отечественными компаниями в указанных государствах [8]. Большая часть крупных и средних ГЭС в данном регионе спроектированы и построены при участии российских специалистов.
Страны Южной и Юго-­Восточной Азии обладают высоким гидропотенциалом и насчитывают большинство крупных потенциальных проектов по установленной электрической мощности. Особое внимание стоит уделить тому, что во многих предыдущих проектах в разных азиатских странах строительство и научно-­исследовательские работы выполнены китайскими компаниями (лидеры отрасли), которые сохранили связи и могут конкурировать за дальнейшие контракты [9]. Кроме того, предприятия из КНР зачастую могут выполнять весь комплект работ «под ключ», значительно демпингуя во время торгов и «заходя» в проекты с привлечением собственного «дешевого» финансирования. Исключением является Индия ввиду политических конфликтов и сложных двусторонних отношений с Китаем.

В таблице 3 представлены результаты поиска и анализа гидроэнергетических проектов, которые будут инициированы или уже реализуются на территории стран Азии, в том числе могут находиться на разных этапах: от стадии проектно-­изыскательных работ до строительно-­монтажных работ.

Наиболее перспективными рынками являются Индия, Пакистан, Непал, Индонезия, Лаос, Вьетнам, Мьянма, Турция ввиду высокого уровня гидропотенциала и потенциальной установленной мощности проектов, планируемых к реализации до 2030 г.
Страны Африки представляют особую важность для развития стратегических экономических и политических отношений. Россия и государства макрорегиона имеют достаточно длительную историю своих взаимоотношений, которая началась в конце 18 века и продолжается до сих пор. С 1960 г. российскими специалистами спроектированы и построены крупные энергоузлы в Анголе, Египте, Эфиопии и других странах континента совокупной мощностью 4,3 ГВт, создана в общей сложности четверть всех гидроэнергетических мощностей Африки [10].

В таблице 4 представлены результаты поиска и анализа гидроэнергетических проектов, которые будут инициированы или уже реализуются на территории государств Африканского континента, в том числе могут находиться на разных этапах: от проектно-­изыскательной стадии до строительно-­монтажных работ.

Наиболее перспективными рынками являются Мозамбик, Уганда, Камерун, Республика Конго благодаря высокому уровню гидропотенциала, а также относительно стабильной политической и военной ситуации в указанных государствах.
С точки зрения гидропотенциала и количества крупных проектов, рынок Латинской Америки выглядит достаточно привлекательным для отечественных компаний [11]. Вместе с тем необходимо учитывать политическую ситуацию в странах, в которых реализуются проекты: во‑первых, из-за существующей проблемы геополитического влияния США на государства Латинской Америки, во‑вторых, в большинстве случаев правительства стран региона требуют выполнения проектов «под ключ», а реализация осложняется бюрократическими процессами, несоизмеримыми требованиями по отношению к возможностям и отсутствием достаточной инвестиционной привлекательности, так как местные власти предлагают компаниям финансировать проекты самостоятельно, но не гарантируют безопасность инвесторам в случае геополитических рисков. Кроме того, у отечественных предприятий имеется незначительный опыт работы на данных рынках, что потребует больше времени для приобретения компетенций и установления связей на Латиноамериканском континенте .
В таблице 5 представлены результаты поиска проектов ГЭС, которые будут инициированы, или уже строятся на территориях данных государств, в том числе могут находиться на разных этапах реализации: от этапа проектно-­изыскательных до строительно-­монтажных работ.

Наиболее перспективными рынками являются Аргентина, Перу, Эквадор и Боливия. Вместе с тем деятельность российских компаний в Аргентине и Эквадоре может быть значительно затруднена на современном этапе в связи с проамериканской политикой указанных государств, а также соответствующей непредсказуемостью национальных властей [12].
Принимая во внимание вышеуказанное, можно сделать следующие выводы:

1. В текущих условиях большинство ведущих международных корпораций в сфере гидроэнергетики обладают развитыми маркетинговыми структурами и осуществляют систематические исследования рынков с целью определения потенциальных направлений деятельности, при этом экономическая эффективность компании на конкретном рынке зачастую обусловлена корректностью формирования и результативностью имплементации маркетинговой стратегии.
2. Основополагающим шагом в маркетинговом анализе является определение критериев исследования и установление их иерархии по значимости.
3. При оценке перспектив на международных рынках гидроэнергетики следует учитывать такие факторы как природно-­ресурсный и энергетический потенциал, наличие устоявшихся деловых и посреднических связей, сформированных в ходе реализации предшествующих проектов, политическая стабильность, экономические условия, конкуренция, накопленный опыт и наличие кадрового потенциала.
4. «Вход» на рынок гидроэнергетики и участие в соответствующих проектах, как правило, является результатом многофакторного анализа. При этом не исключены ситуации, когда отдельный критерий может выступать в качестве доминирующего фактора, стимулирующего или препятствующего участию отраслевых компаний в реализации проекта.
5. На основе анализа открытых источников, таких как гидроэнергетический атлас Hydropower and Dams и информационно-­аналитические материалы ведущих отечественных игроков гидроэнергетической отрасли, включая ПАО «РусГидро», определен перечень перспективных проектов для российских компаний: 205 – в Азии, 86 – в Латинской Америке, 55 – в Африке).
6. По результатам проведенного исследования относительно перспективные зарубежные рынки предлагается ранжировать следующим образом: страны СНГ, страны Азии, страны Африки, страны Латинской Америки.
7. По итогам анализа наиболее перспективными рынками в странах СНГ являются Таджикистан, Киргизия и Узбекистан с учетом высокого нереализованного гидропотенциала, а также планами правительств указанных государств по реализации проектов по развитию генерации на базе ВИЭ до 2030 г., а также накопленным отечественными компаниями опытом в области проектирования и строительства объектов электрогенерации, в особенности гидроэлектростанций, на территории указанных государств.
8. Страны Южной и Юго-­Восточной Азии также обладают значительным гидроэнергетическим потенциалом, что обуславливает наличие наибольшего числа перспективных проектов строительства и модернизации объектов гидроэнергетики. Вместе с тем в регионе отмечается серьезная конкуренция между ведущими отраслевыми игроками, в том числе с участием компаний из Китайской Народной Республики. Китайские предприятия, будучи лидерами сферы гидроэнергетики, осуществляют полный комплекс работ «под ключ», применяя демпинговые стратегии в рамках конкурсных процедур и привлекая собственное экономически выгодное финансирование для реализации проектов. Наибольшие перспективы для работы имеются на рынке Индии, принимая во внимание высокий уровень политических отношений и стабильное развитие экономических контактов между нашими странами, а также серьезные разногласия указанной страны в отношениях с КНР.
9. Анализ рынка Латинской Америки с точки зрения гидроэнергетического потенциала и масштаба планируемых проектов выявил его высокую привлекательность. Вместе с тем оценка инвестиционной целесообразности требует учета политической конъюнктуры в предполагаемых странах реализации проектов. Дополнительным фактором, требующим внимания, является ограниченный опыт отечественных предприятий на данных рынках, что обуславливает необходимость временных затрат на формирование компетенций и установление деловых связей в указанном регионе.

Сообщение Анализ гидроэнергетических рынков и моделей реализации гидроэнергетических проектов за рубежом появились сначала на Энергетическая политика.

Владимир НИКИТАЕВ
Советник генерального директора ФГБУ «РЭА» Министерства энергетики Российской Федерации
Е-mail: info@rosenergo.gov.ru

Сергей РОМАНОВ
Заместитель генерального директора ФГБУ «РЭА» Министерства энергетики Российской Федерации,
д. э. н.
Е-mail: info@rosenergo.gov.ru

Введение

Энергетика в сравнительно короткий исторический срок стала одной из ключевых областей национальной безопасности, причем в зависимости от обстоятельств, в качестве уязвимости государства или в качестве его экономической силы и преимущества перед другими. Более того, сегодня энергетика превратилась в поле битвы не только в переносном (конкуренция), но и в буквальном смысле. Вследствие происходящих в последние несколько лет геополитических, экономических, социальных, природных и иных процессов не только развитие энергетики, но и укрепление энергетической безопасности как таковой приобрело стратегическое значение, стало вызовом для правительства практически любой страны, требующим принятия институциональных мер.
Постоянно растет и без того немалый мировой корпус публикаций (включая российские), посвященных обсуждению различных концептуальных и практических вопросов энергетической безопасности, однако до сих пор крайне мало работ, в которых организация обеспечения и укрепления энергетической безопасности рассматривается как особая, отдельная задача.
Авторы, опираясь на опыт разработки и реализации стратегических документов в области энергетической безопасности, прежде всего – Доктрины энергетической безопасности Российской Федерации (далее – доктрина) [1], намерены внести вклад в исправление данной ситуации.

Энергетическая безопасность: история и современность

В первой половине 20 века задачи, рассматриваемые сегодня под рубрикой национальной энергетической безопасности, были связаны главным образом с обеспечением топливом вооруженных сил. Особенно остро этот вопрос, как известно, стоял во время Второй мировой вой­ны. В послевоенный период фокус государственной и международной политики в области энергетической безопасности переместился на обеспечение энергией быстро растущих экономик западных стран, испытывающих дефицит собственных энергоресурсов и вынужденных импортировать их в основном из стран третьего мира [2].
Собственно, историю современного этапа энергетической безопасности принято отсчитывать с нефтяного кризиса 1973–1974 гг. Наиболее пострадавшие от кризиса экономически развитые страны-­импортёры озаботились обеспечением поставок нефти, стабильных, достаточных и по разумным ценам. В ход пошло всё: от резервирования, диверсификации поставщиков, маршрутов и источников энергии до взятия под контроль финансовых расчетов, технологий и политических режимов в странах-­экспортёрах.
В 1974 г. для обеспечения нефтяной безопасности стран-­импортёров основано Международное энергетическое агентство (МЭА, International Energy Agency, IEA). Приблизительно в это же время тема энергетической безопасности появилась в научных исследованиях, которые, однако, до начала «нулевых» носили спорадический характер и не привлекали более-­менее широкого внимания. Особенно резкий рост англоязычных публикаций по данной теме начался с 2014 г. [3, р. 5, 7].
В мировую повестку энергетическая безопасность вошла вначале на саммите G8 в Санкт-­Петербурге 15–17 июля 2006 г., а затем широко обсуждалась в 2008 г. на Петербургском международном экономическом форуме. При этом лучшим способом добиться поставленных «Группой Восьми» целей в области глобальной безопасности объявлено «формирование прозрачных, эффективных и конкурентных мировых энергетических рынков» [4].
В 2015 г. в перечень целей устойчивого развития ООН в качестве седьмой цели включено «обеспечение всеобщего доступа к недорогим, надежным, устойчивым и современным источникам энергии для всех» [5].
В России 21 июля 2011 г. принят Федеральный закон № 256-ФЗ «О безопасности объектов топливно-­энергетического комплекса», в 2012 г. утверждена первая Доктрина энергетической безопасности Российской Федерации, в 2019 г. – вторая, в которой в том числе предписано создание системы управления рисками. В 2022 г. распоряжением Правительства Российской Федерации утверждена Концепция системы управления рисками в области энергетической безопасности Российской Федерации и плана первоочередных мероприятий по её реализации.
Энергетическая безопасность, начиная, по меньшей мере, с момента создания в 2013 г. Энергетического клуба Шанхайской организации сотрудничества (ШОС), рассматривается в качестве одного из приоритетных направлений сотрудничества стран-­членов ШОС. В Стратегии развития энергетического сотрудничества государств-­членов Шанхайской организации сотрудничества на период до 2030 г., утвержденной 4 июля 2024 г., среди основных задач организации указаны укрепление энергетической безопасности и рассмотрение возможности создания механизма управления рисками в области энергетической безопасности [6].
Экспертами БРИКС в 2023 г. представлен Отчёт об энергетической безопасности стран-­членов альянса (Energy Security Report 2023, [7]). В отчёте рассмотрены факторы, влияющие на энергетическую безопасность Бразилии, России, Индии, Китая и ЮАР, возможные цели и области сотрудничества перечисленных стран по обеспечению и укреплению энергетической безопасности.
В Лондоне 24–25 апреля 2025 г. состоялся саммит, посвященный будущему энергетической безопасности, организованный совместно МЭА и Правительством Великобритании, и собравший представителей правительств 60 стран и более 50 крупнейших энергетических компаний [8]. Докладчики констатировали, что энергетика по-прежнему является драйвером экономического роста, энергетическая безопасность имеет решающее значение для национальной безопасности, вследствие этого необходим «целостный подход к энергетической безопасности», учитывающий взаимодополняющие факторы, трансформирующие мировую энергетику, в том числе факторы энергетического перехода и геополитической нестабильности. Отмечалось, что энергетическая безопасность больше не может пониматься исключительно с точки зрения традиционных рисков, связанных с поставками нефти и газа, и поддержанием механизмов реагирования на чрезвычайные ситуации, будущее энергетической безопасности должно также включать в себя новые аспекты, такие как:
кибербезопасность;
экстремальные погодные явления;
устойчивость цепочек поставок важнейших полезных ископаемых и экологически чистых технологий;
интеграцию централизованных и децентрализованных энергетических систем.
В то же время была подчеркнута неизменность «трех золотых правил» для обеспечения энергетической безопасности, которые не изменились: диверсификация, предсказуемость и сотрудничество.
Нетрудно заметить, что дискутируемые на Лондонском саммите черты «будущего энергетической безопасности» в значительной мере представлены в российской доктрине.

Три подхода к обеспечению безопасности

В 21 веке проблематика энергетической безопасности постоянно расширялась, включая в себя различные аспекты, связи и факторы, и к настоящему времени накопилось немало национальных трактовок и практик достижения энергетической безопасности, зависящих от страны, её топливно-­энергетического баланса, структуры экономики, места в международных энергетических цепочках и целого ряда других обстоятельств.
Среди исследователей также нет единства ни в отношении теоретической основы, ни в отношении компонентов понятия энергетической безопасности (см., например, [3], [9]). Так, в обзоре [9] рассмотрено 83 определения энергетической безопасности и выделено семь тем («измерений»):
физическая доступность энергоресурсов (availability);
инфраструктура;
цены (affordability);
социальные эффекты;
окружающая среда;
государственная политика;
энергоэффективность.
Однако если выйти за рамки собственно энергетической безопасности и обратить внимание не столько на её понятие, сколько на обеспечение безопасности как таковой, то можно выделить три методологических подхода: военно-­политический, техноцентрический и экономический .
Военно-­политический подход представлен, например, в Военной доктрине Союзного государства, принятой в 2021 г. В этом подходе базовые понятия – это опасность, угроза и безопасность. «Военная опасность» определяется как состояние военно-­политической обстановки, характеризующееся совокупностью факторов, способных при определенных условиях привести к возникновению военной угрозы; «военная угроза» – состояние военно-­политической обстановки, указывающее на реальное намерение другого государства (других государств), а также негосударственных субъектов, включая террористические и экстремистские организации (движения), применить военную силу. Военная безопасность, если попытаться соединить определения из двух доктрин, определяется как состояние защищенности жизненно важных интересов государства от военных угроз, характеризуемое отсутствием военной угрозы либо способностью ей противостоять.
Политический аспект в рамках военно-­политического подхода представлен понятием суверенитета. Суверенитет нередко отождествляют с независимостью, но именно в данном подходе их уместно различать. Независимость – это отсутствие подчинения кому‑либо или подверженности влиянию с чьей‑либо стороны, суверенитет же в основе своей сути полнота власти, а власть предполагает наличие актуального или потенциального противодействия [10]. В частности, технологический суверенитет – это не только возможность покупать нужные технологии и оборудование на внутреннем рынке (технологическая независимость), но и конкурентоспособность этих технологий и оборудования в сравнении с иностранными аналогами.
Техноцентрический подход основан на теории надежности и теории устойчивости (или живучести), широко используемых при проектировании и эксплуатации технических систем. Соответственно, базовые понятия этого подхода – надежность и устойчивость, в том числе предельное состояние, показатели и критерии устойчивости. Много внимания уделяется уязвимости технических систем и практически не учитываются субъективные (человеческий фактор) и иные неизмеримые факторы, в частности, возможности целенаправленных действий, направленных на подрыв энергетической безопасности, а управление рисками сводится к регламентам и техническим мероприятиям. Сильной стороной этого подхода является системность, построение математических моделей и, как следствие, возможность прогнозирования.
Наконец, экономический подход ориентируется на рыночные отношения и исключение, насколько возможно, влияния политических соображений на развитие деловых связей и конкуренцию. В рамках данного подхода, в частности, сформулирована классическая концепция «Двух А» (Availability, Affordability), определяющая энергетическую безопасность через физическую (наличие) и ценовую доступность энергоресурсов. Двухкомпонентной концепции до сих пор придерживается МЭА («надежный и доступный по цене»), хотя в 2007 г. появилась концепция «Четырех А» (Availability, Affordability, Accessibility, Acceptability), критика которой, впрочем, не заставила себя долго ждать [11].
Со своей стороны заметим, что социальная и (или) экологическая приемлемость (accessibility, acceptability) по сути являются ограничениями на источники и (или) технологии энергетики, вследствие чего они противоречат энергетической безопасности и, соответственно, не могут входить в её дефиницию. Их место – в требованиях или принципах, своего рода граничных условиях деятельности по обеспечению безопасности (любой).
Экономический подход к безопасности реализуется в менеджменте рисков, идеологически близком теории игр, в которой ключевое значение имеет баланс выигрышей и проигрышей, оцениваемых с их вероятностями. В менеджменте рисков центральным понятием является «допустимый риск», как бы концентрирующий в себе готовность игрока смириться с относительно невысокой (для него) вероятностью понести небольшой ущерб, чтобы с высокой степенью вероятности добиться своей цели (победить, получить значительный выигрыш и т. п.). Поэтому, кстати, допустимый риск тесно связан с толерантностью к риску и аппетитом к риску.
В исследованиях в области энергетической безопасности долгое время доминировала так называемая «геополитическая школа», которая фокусируется на вопросах контроля над энергетическими ресурсами и балансе сил различных международных альянсов. В публикациях этой школы распространены дискуссии о «борьбе за ресурсы», «энергетическом оружии» и «энергетическом империализме», а ситуация осмысляется в терминах серии игр с нулевой суммой, игнорирующих рынки и другие многоуровневые институциональные механизмы [2, p. 76]. В последнее десятилетие, однако, произошёл заметный сдвиг в сторону комплексного видения энергетической безопасности, учитывающего политические, экономические, технологические и экологические аспекты.
Анализируя представленные выше подходы, можно прийти к выводу, что они так или иначе, с той или иной стороны характеризуют безопасность и скорее дополняют друг друга, чем отрицают. В связи с этим их можно рассматривать как «три источника и три составные части» энергетической безопасности, а значит целесообразно попытаться осуществить их синтез или, по меньшей мере, установить взаимозависимости.
В связи с этим можно обратить внимание на корпус международных и национальных стандартов, посвященных безопасности, например, ГОСТ Р 57149–2016/ISO/IEC GUIDE 51:2014 «Аспекты безопасности. Руководящие указания по включению их в стандарты» (см. также ISO 22300:2021 «Security and resilience – Vocabulary»). В указанном ГОСТ первичным понятием служит «ущерб», затем определяются понятия: опасность – потенциальный источник возникновения ущерба, опасное событие – событие, которое может привести к ущербу, и опасная ситуация. Понятие риска определяется традиционно, как сочетание вероятности нанесения ущерба и тяжести этого ущерба, но интересно примечание: «вероятность нанесения ущерба включает подверженность воздействию опасной ситуации, частотность присутствия опасного события и возможность избежать или ограничить ущерб». То есть, здесь вводятся темы уязвимости и субъектности. Определение понятия безопасности представляет собой образец лаконичности: «безопасность – отсутствие недопустимого риска» .
В основном документе стратегического планирования в сфере национальной безопасности – Стратегии национальной безопасности Российской Федерации [12] – базовым понятием является угроза – «совокупность условий и факторов, создающих прямую или косвенную возможность причинения ущерба национальным интересам Российской Федерации» (то есть понятие ущерба подразумевается), а национальная безопасность определяется как «состояние защищенности национальных интересов Российской Федерации от внешних и внутренних угроз, при котором обеспечиваются реализация конституционных прав и свобод граждан, достойные качество и уровень их жизни, гражданский мир и согласие в стране, охрана суверенитета Российской Федерации, ее независимости и государственной целостности, социально-­экономическое развитие страны».
Обратим внимание, что в приведенной формулировке понятия угрозы размывается ее интенциональность («намерение другого государства») и адресность, присутствующие или, как минимум, подразумеваемые в понятии военной угрозы. Утрата этих двух моментов влечёт за собой трудности в разграничении собственно угрозы и уязвимости (подверженности воздействию угрозы). Впрочем, Стратегия национальной безопасности обходится без понятия уязвимости и крайне редко упоминает риски.
При разработке доктрины авторы придерживались подхода, принятого в Стратегии национальной безопасности, взяли в качестве базового понятие угрозы, а в основу понятия энергетической безопасности положили состояние защищенности экономики и населения страны от угроз национальной безопасности в сфере энергетики. При этом для создания связки, аналогичной связке «военная опасность – военная угроза» в военной доктрине, введено определение понятия вызова.
Конечно, определение понятия энергетической безопасности в доктрине было на тот момент компромиссом, сегодня его можно улучшить. Также целесообразно ввести четкие определения понятий обеспечения и укрепления энергетической безопасности.

Проблема содержания понятия энергетической безопасности

Определение энергетической безопасности через состояние защищенности от угроз сколь распространённое, столь и далекое от идеальной для практического применения дефиниции.
Во-первых, абсолютная безопасность (защищенность) практически невозможна, а попытки её достичь могут привести к таким расходам, которые превысят ценность защищаемого объекта. В связи с этим защищенность сегодня принято трактовать как отсутствие недопустимого риска нанесения ущерба.
Во-вторых, обеспечение безопасности (защита) какого‑либо объекта имеет смысл до тех пор, пока объект сохраняет свою ценность, выполняет свою миссию (назначение) и отвечает определенным требованиям. В случае с энергетикой это, как минимум, обеспечение процессов производства, передачи (транспортировки), распределения, хранения, поставки и потребления энергоресурсов и энергии (в совокупности именуемые «сферой энергетики»). А как максимум – еще и обеспечения ожидаемого от энергетики вклада в экономику, прежде всего, в государственный бюджет, и политику, как внешнюю (международное сотрудничество), так и внутреннюю (социальная стабильность и благосостояние населения). Вопрос содержания энергетической безопасности, таким образом, оказывается связан с определением совокупности требований к сфере энергетики.
Техноцентрический подход сводит решение этого вопроса к выбору показателей и определению их пороговых значений, для чего в случае с техническими объектами и системами используются модели и теории соответствующих технических наук, что дает возможность сформировать индикативную модель безопасности. По такому принципу построены различные методики оценки энергетической безопасности на федеральном и региональном уровнях. Однако такие методики не лишены субъективности, как при определении набора индикаторов (насколько выбранные индикаторы охватывают все аспекты обеспечения безопасности?), так и при определении пороговых значений (почему, например, 49% – это еще нормально, а 50% – уже плохо?).
Исходя из этих соображений, а также учитывая, что основным способом обеспечения безопасности в государственной политике является нормативное правовое регулирование, разработчики доктрины предложили нормативно-­правовую модель энергетической безопасности, основанную на предусмотренных законодательством Российской Федерации требованиях к топливо- и энергоснабжению потребителей, а также выполнении экспортных контрактов и международных обязательств Российской Федерации. Заметим, что нормативно-­правовая модель не отрицает, а поглощает индикативную, поскольку показатели энергетической безопасности на практике должны быть утверждены соответствующими правовыми актами.

Понятие риска

Ситуация с понятием риска, как и с рядом связанных с ним других понятий, до сих пор не обрела законченности и полной ясности.
Долгое время риск в международных и национальных стандартах определялся через вероятность наступления нежелательного события и величину ущерба. Но с недавних пор понятие риска определяется как «влияние неопределенности на достижение поставленных целей» (см., например, ГОСТ Р 51897–2021 «Менеджмент риска. Термины и определения» или ISO 31000:2018 «Risk management – Guidelines»).
С одной стороны, отсылка к поставленным целям включает в данную дефиницию субъективный (или субъектный) фактор, который всегда латентно присутствовал в расхожем (бытовом) понятии риска: всегда есть кто‑то, кто рискует, нет риска самого по себе.
С другой стороны, что такое «влияние неопределенности»? В примечании 1 к этому понятию риска дается пояснение: «под влиянием неопределенности понимается отклонение от ожидаемого результата. Оно может быть положительным и/или отрицательным, может создавать или приводить к возникновению возможностей и угроз». Логика понятна, но как с этим работать практически, кроме как возвращаться к паре «вероятность, ущерб»?
Проблему понятия риска разработчики доктрины решили, выстроив цепочку «вызов – угроза – ущерб» и, трактуя риск как зависящую от действия (или бездействия) субъекта возможность трансформации вызова в угрозу, реализации угрозы и получения критического ущерба.
Можно заметить, что введенное в доктрине понятие риска соответствует понятию, принятому в менеджменте риска, – «влияние неопределенности на достижение целей», если в качестве цели или ожидаемого результата рассматривать недопущение превращения вызова в угрозу, реализации угрозы и получения критического ущерба.
Таким образом, риск реализации угрозы и риск критического ущерба можно представить в качестве функции трех переменных:

Риск У = F (Угроза, Уязвимость, Субъект).

Риск критического ущерба имеет такую же форму, только в случае с угрозой уязвимость влияет на вероятность реализации угрозы (слабость провоцирует), а в случае с ущербом влияет на его размер.
Что касается риска трансформации вызова в угрозу, его можно выразить такой формулой:

Риск В = H (Вызов, Потенциал, Субъект),

где Потенциал – это объективные возможности ответа на вызов, а Субъект, как и в других случаях, отвечает за принятие (непринятие) адекватных (неадекватных) решений и действий. Очевидно, что отсутствие достаточного потенциала является уязвимостью.
К сожалению, разработчикам не удалось в тексте доктрины последовательно реализовать введенное понятие риска, чему в немалой степени способствовало отсутствие понятия уязвимости. Так, в пунктах 14, 17 и 20 под рубрикой «риски» перечислены, по сути, уязвимости или действия (бездействия) субъектов, то есть факторы риска.
Содержащееся в доктрине понятие риска позволяет удерживать фокус внимания на конкретном вызове или угрозе, что способствует более эффективному мониторингу и анализу в области энергетической безопасности, а также решению других задач по управлению рисками.

Вызовы и угрозы, проблемы идентификации и классификации

Достаточно посмотреть несколько опубликованных документов российского стратегического планирования, чтобы понять, что определение и различение вызовов и угроз, а также их группировка действительно является проблемой. С ней столкнулись и разработчики доктрины. Работа над доктриной, а потом и над концепцией и проектом системы управления рисками, привела их к пониманию, что в качестве вызовов целесообразно рассматривать тенденции, которые при адекватном ответе создают возможности и стимулы для развития, а при отсутствии такого ответа – рано или поздно порождают угрозы.
Таким образом, вызовы имеют характер тенденций, а угрозы – интенций, то есть характеризуются направленностью на нанесение ущерба конкретному адресату.
Например, перемещение центра мирового экономического роста в Азиатско-­Тихоокеанский регион, наращивание международных усилий по реализации климатической политики и ускоренному переходу к «зеленой» экономике или переход Российской Федерации к новой модели социально-­экономического развития, по своей сути – тенденции, и потому отнесены к вызовам, а дискриминация российских организаций топливно-­энергетического комплекса на мировых энергетических рынках или недостаточная обеспеченность организаций топливно-­энергетического комплекса трудовыми ресурсами имеют явных адресатов и рассматриваются как угрозы для них.
Вопрос классификации вызовов и угроз при разработке доктрины был решен довольно быстро. Поскольку речь идет о безопасности, а ключевое значение для обеспечения безопасности имеет государственная граница, было принято решение в качестве принципа классификации принять расположение источника вызова и (или) угрозы относительно границы, с учетом того, насколько граница существенна для воздействия (реального или потенциального) данного источника на состояние безопасности. При этом учитывалось, что существуют такие вызовы и угрозы, для которых государственная граница не является достаточно существенным препятствием, например, стихийные бедствия, климатические изменения или терроризм.
В итоге получились три класса верхнего уровня: внешние, внутренние и трансграничные угрозы и вызовы. Внутри указанных классов разделение осуществлялось по принципу сфер общественной жизни и государственного управления: экономика, политика, научно-­технологическая сфера и т. д.
В целом перечень вызовов и угроз в доктрине оказался достаточно полным для того, чтобы учесть практически все основные события, произошедшие в период с 2019 по 2022 гг., и частично даже позже.
Например, реализовались обе военно-­политические угрозы, указанные в пункте 13 доктрины:
а)  резкое обострение военно-­полити­ческой обстановки (межгосударственных отношений) и создание условий для применения военной силы;
б)  возникновение и эскалация на территориях государств, сопредельных с Российской Федерацией и ее союзниками, или в других регионах мира вооруженных конфликтов, угрожающих добыче, транспортировке или потреблению российских энергоресурсов, а также ограничивающих возможность использования российских технологий и оказания российскими организациями услуг в сфере энергетики.
При этом не рассматривалась возможность, при которой угрозы транспортировке или потреблению российских ресурсов могут возникнуть не только в той стране, на территории которой возник вооруженный конфликт, но и в тех, кто захочет поддержать эту страну в конфликте. Очевидно, что геополитический аспект, который в настоящее время стал доминирующим фактором, влияющим не только на российскую, но и на глобальную энергетическую безопасность, оказался недооцененным.
Или еще пример: с предельной остротой в 2024 г. проявила себя уязвимость, которая в 2019 г. выглядела не слишком значимой и не вызвала принятия соответствующих мер, а именно – недостаточные темпы разработки и внедрения новых средств антитеррористической защиты инфраструктуры и объектов топливно-­энергетического комплекса (подпункт «г» пункта 20 доктрины). Основные усилия были направлена на повышение защищенности значимых объектов критической информационной инфраструктуры.
Можно заметить, что за счет смысловой широты формулировок угроз и уязвимостей доктрина подтверждала свою актуальность скорее апостериори, то есть когда случалось некое событие, чем априори, в опережающем порядке. Это лишний раз показывает, что какой бы качественной ни была доктрина как документ, без эффективной системы управления рисками ее ценность остается довольно ограниченной.

Системы управления рисками

В Стратегии национальной безопасности Российской Федерации обеспечение энергетической безопасности непосредственно связано с повышением эффективности государственного управления в сфере топливно-­энергетического комплекса.
В связи с этим обращает на себя внимание позиция Европейской экономической комиссии ООН [13], в соответствии с которой ключевым направлением повышения эффективности государственного управления служит управление рисками, а одной из основных задач – нахождение баланса между недостаточным и избыточным регулированием в области безопасности. По мнению авторов, нормативно-­правовая модель энергетической безопасности в высшей степени способствует решению этой задачи.
До настоящего времени управление рисками в стране заключалось в мониторинге, оценке состояния энергетической безопасности (на основе расчета довольно ограниченного числа показателей) и представлении ежегодного доклада Президенту Российской Федерации о состоянии энергетической безопасности и мерах по её укреплению. Доклад формировался Минэнерго России на основании ежегодных отчетов ряда федеральных органов исполнительной власти и компаний топливно-­энергетического комплекса. Фактически доклад представлял собой реакцию на прошлогодние события в сфере энергетики и регулярно подтверждал высокий уровень энергетической безопасности (в немалой степени благодаря выбранным показателям).
Очевидно, что для повышения результативности и эффективности управления рисками необходимо, как минимум, сделать мониторинг и оценку более оперативными.
Второе очевидное направление совершенствования управления рисками – это переход от ограниченной иерархической системы к сетевой или платформенно-­сетевой. С учётом масштабов и экономико-­географического разнообразия страны это, как минимум, означает включение в сетевую структуру системы управления рисками региональных центров. Полноценная же система управления рисками в области энергетической безопасности должна иметь три уровня: федеральный, региональный (субъекты Российской Федерации) и корпоративный (организации топливно-­энергетического комплекса).

В связи с тем, что в целом ряде компаний созданы коммерческие системы управления рисками и внутреннего контроля, встает вопрос о том, чем отличается государственная система управления рисками от указанных систем в компаниях.
Очевидное, но, тем не менее, фундаментальное отличие заключается в том, что коммерческая организация стремится к максимизации прибыли и (или) минимизации убытков, а государственные органы власти должны обеспечивать безопасность.
В указанной выше публикации ЕЭК ООН отмечается, что государственным органам власти в отличие от отдельных предприятий и организаций приходится иметь дело с такими случаями, когда:
– риски могут не ограничиваться экономической деятельностью одного субъекта, но иметь далеко идущие нежелательные внешние последствия, то есть последствия реализации рисков, существующих для одного субъекта экономической деятельности, могут отразиться на потребителях, других предприятиях, окружающей среде, а также на обществе в целом;
– риски, которые появляются с деятельностью одного субъекта, но их смягчение требует координации действий других субъектов, так как один субъект не в силах управлять риском самостоятельно;
– риски, которые появляются в бизнес-­среде и оказывают воздействие на субъект экономической деятельности, но выходят за возможности этого субъекта контролировать такой риск.
Далее констатируется, что в современном мире «большинством таких рисков нельзя полноценно управлять в пределах одной организации, будь то регулирующий орган или предприятие. Такое управление требует сотрудничества всех заинтересованных сторон системы регулирования, включая регулирующие органы, организации по стандартизации и оценке соответствия, органы по надзору и субъекты экономической деятельности. Это сотрудничество должно строиться на основе общих процессов управления рисками, интегрированных в систему регулирования».
Третье направление совершенствования управления рисками логически вытекает из второго. Всякая сеть опирается на единый тезаурус и регламент функционирования своих узлов, то есть в данном случае – ведомственных, региональных и корпоративных центров управления рисками. В частности, один из инструментов такой регламентации содержится в стандартах по менеджменту рисков – это реестр рисков. Также следует добавить единые требования к планам, отчетам и другой важной информации, циркулирующей в сети и обеспечивающей эффективное функционирование системы.
Наконец, last but not least, ключевое значение для системы управления рисками имеет прогнозирование – как традиционное математическое, в том числе имитационное, так и сценарное. Необходима комплексная организационная и программно-­техническая среда, цифровая платформа, которая предоставляла бы возможность прогнозировать и проигрывать различные сценарии развития ключевых тенденций и (или) событий в мировой и российской энергетике, политике и экономике, а также оценивать последствия реализации тех или иных решений в отраслях топливно-­энергетического комплекса, смежных отраслях и в макроэкономике. Основой указанной платформы мог бы стать цифровой двой­ник топливно-­энергетического комплекса, необходимость создания которого очевидно назрела и обсуждается в профессиональном сообществе.

Заключение

К настоящему времени в стране накоплен немалый опыт разработки и реализации на разном уровне стратегических документов в области энергетической безопасности. Безусловно, он нуждается во всестороннем обсуждении и анализе, и данная статья – лишь один из многих шагов, которые предстоит сделать, чтобы в стране сформировалась полноценная эффективная государственная система управления рисками в области энергетической безопасности. Нет сомнений, что в управлении рисками необходимо сочетание трех подходов к безопасности: военно-­политического, техноцентрического и экономического, а также четкая, общепринятая терминологическая основа.
Ключевое значение в современных условиях нарастающей нестабильности, неопределенности и непредсказуемости имеет качество организационного управления, а также скорость реакции на происходящие изменения, в том числе обеспечиваемые за счет применения самых передовых методов и инструментов мониторинга, анализа и прогнозирования.

Сообщение Энергетическая безопасность и управление рисками появились сначала на Энергетическая политика.

Валерий СТЕННИКОВ
Академик РАН, профессор,
врио директора ИСЭМ СО РАН
E-mail: sva@isem.irk.ru

В рамках общей темы «Устойчивое развитие энергетики» на конференции обсуждались наиболее актуальные в настоящее время направления, представляющие:
международное энергетическое сотрудничество, межгосударственные энергообъединения;
энергетическую безопасность;
энергетические рынки и энергетическую политику;
управление развитием и функционированием энергосистем в условиях глобальных вызовов и рисков;
интеллектуальные энергосистемы, кибербезопасность;
интегрированные системы энергоснабжения;
надежность и качество энергоснабжения;
экологические проблемы энергетики;
инновационные энергетические технологии, возобновляемые источники энергии, водородную и атомную энергетику;
методологию системных исследований, системный анализ, математическое моделирование, вычислительные методы и информационные технологии в энергетике и др.
Проводимые мероприятия конференции включали пленарную, международную, молодежную и другие секции. На заседаниях этих секций было заслушано 172 доклада, представленные учеными и практиками из 62 организаций России, КНР, ЮАР, Бразилии, Монголии, Азербайджана, Республики Беларусь, Японии. География конференции объединила следующие города России: Москва, Иркутск, Санкт-­Петербург, Новосибирск, Южно-­Сахалинск, Томск, Чита, Саратов, Ангарск, Якутск, Ростов-на-­Дону, Обнинск, Улан-­Удэ, Владивосток, Новокузнецк, Сыктывкар, Нижний Новгород, Хабаровск, Екатеринбург, Нижневартовск.
В пленарных докладах, сделанных сопредседателями программного комитета конференции академиками А. А. Макаровым и В. А. Стенниковым, отмечалось, что в свое время при разработке текущих и перспективных стратегических документов в энергетике широко применялись системный анализ, методический и вычислительный инструментарий системных исследований. В последнее десятилетие наработки по системным исследованиям фактически не используются [1]. В результате нередко принимаются недостаточно обоснованные решения, которые привели к формированию малоэффективной структуры энергетических систем, снижению надежности, появлению дефицита энергоресурсов в регионах при наличии достаточного количества генерирующей мощности (установленная мощность – 254,5 ГВт, максимум нагрузки – 170,8 ГВт, запас – 49%). К неправильным выводам и принятию решений нередко приводят разрозненность и несогласованность разрабатываемых различными организациями стратегических документов. Это отмечалось многими докладчиками.
Вопросы высоких тарифов на тепловую энергию, формируемых по модели альтернативной котельной, и какие факторы приводят к их высокому уровню, были озвучены в докладе по теплоэнергетике [2]. Было предложено ориентироваться на эти расчеты как на индикативную цену, которая бы отражала состоятельность компании выполнять свои функции, и по достижении которой должны приниматься меры по реорганизации такой компании.
Современные внешние и внутренние вызовы глобально влияют на рынки энергоресурсов как в России, так и в мире. Они затрагивают их структурные изменения, диверсификацию поставок, критическую значимость волатильности уровня потребительских нагрузок. Это обуславливает необходимость пересмотра стратегических направлений межстранового взаимодействия в этой области. Все это, в свою очередь, требует разработки новых моделей прогнозирования спроса и производства энергоресурсов, а также цифрового платформенного инструментария для управления развитием и функционированием энергосистем и ТЭК в целом. Постоянно развиваемая теория системных исследований, современные цифровые технологии позволяют обеспечить научно-­методическую основу для обоснованного формирования сбалансированных планов развития энергетических систем и ТЭК в целом с учетом энергетической безопасности и надежного энергоснабжения потребителей [3, 4].
Наиболее предпочтительной архитектурой энергетических систем будущего представляется централизованно-­распределенная структура построения с сочетанием крупных, средних и малых энергоисточников, с развитыми системообразующими и распределительными комплексами, активными потребителями и интеллектуальным управлением ими.
Антропогенный вклад в общее загрязнение экосистемы, особенно угольных восточных регионов страны, в потепление климата возрастает [5]. Острота проблемы увеличивается, и, несмотря на некоторое ослабление внимания к климатической повестке, этот вопрос не снимается, и соответствующие меры по очистке выбросов должны приниматься. В связи с этим во все стратегические решения по энергетике должны закладываться экологически чистые технологии, свободные от углеродных выбросов.
На заседании по трансформации энергетических систем рассматривался широкий спектр вопросов в области функционирования, планирования, управления, моделирования электроэнергетических систем (ЭЭС) с учетом технологических преобразований. Появление новых энергоемких потребителей, таких как центры обработки данных (ЦОД), майнинг криптовалюты, электромобили, активные потребители, а также возобновляемые источники энергии со стохастическим ее производством обуславливают необходимость совершенствования системы управления развитием и функционированием ЭЭС, применяемых подходов, нормативной базы и методологии развития отечественной электроэнергетики.
Значительные изменения претерпевает распределительный электроэнергетический комплекс в результате смещения структуры нагрузок в сторону низковольтных потребителей, что привело к дефициту электроэнергии и мощности, в том числе и из-за несанкционированного их использования майнингом. Возникает вопрос о его перестроении по принципу системообразующих сетей с многосторонним электроснабжением, современным электротехническим оборудованием. Новыми представляются предложенные подходы по реконфигурации таких сетей, поиску несанкционированных отборов мощности на основе интеллектуальной системы учета распределения и потребления электроэнергии, интеграции возобновляемых источников энергии, активных потребителей. Такие же структурные перестройки относительно перераспределения нагрузок и ответственности между системообразующим и распределительным комплексами отмечаются и в других системах (нефте-, газо-, теплоснабжения).

В электроэнергетике появляются новые задачи, такие как формирование стратегии управления активными энергетическими комплексами, оптимизация их конфигурации и размещение в системе. Возрастает актуальность киберфизического оценивания состояния электроэнергетических систем для поддержки решений операторов интеллектуальных ЭЭС. Важной задачей по их сбалансированному развитию представляются исследования и оценка рыночной власти генерирующих компаний России на рынке электроэнергии, результаты которых позволяют определить, с одной стороны, эффективность функционирования монополии, а с другой стороны, доступность электроэнергии для потребителей. Отмечается падение конкурентоспособности компаний, владеющих генерирующими мощностями, специализирующихся только на электроэнергии, по сравнению с компаниями, в составе которых имеются когенерирующие мощности [6].
Интересными представляются исследования по сопоставлению результатов оперативного управления, полученные при использовании многоагентного подхода, с результатами оптимального управления по единому критерию, а также анализу и идентификации особенностей настройки автоматических регуляторов возбуждения сильного действия для изолированных энергосистем. Они показали эффективность применения игровых подходов и моделей для подготовки и принятия управленческих решений и цифровых интеллектуальных технологий, обеспечивающих получение компромиссных решений [7].
Представленные исследования по перспективным энергетическим технологиям для экологически чистой и ресурсосберегающей энергетики были посвящены технологическому преобразованию энергетических систем. На основе анализа сложившейся ситуации с развитием энергетических технологий были предложены решения по трансформации систем, направленные на повышение экологической эффективности сжигания топлив, особенно для тепловых электростанций со сжиганием угля в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке [8]. Они ориентированы на создание новых композитных топлив и углеродистых материалов на их основе, в т. ч. на основе сочетания ископаемых топлив с биотопливами для применения в энергетике. Перспективной может быть надстройка технологических комплексов для получения и хранения водорода в районах сооружения атомных электростанций, установленная мощность которых, как показывают прогнозы, будет расти в условиях ограничений на выбросы парниковых газов. Эффективным для ЭЭС представляется внедрение новых технологий систем накопления, хранения и передачи электроэнергии, а также применение аккумуляторов тепловой энергии. Для технико-­экономической оценки эффективности перспективных энергетических и энерготехнологических установок разрабатывается и предлагается информационно- вычислительный инструментарий, направления развития которого связаны с использованием больших данных, цифровых двой­ников, искусственного интеллекта и высокоскоростных систем передачи информации.
В области создания и развития международных энергетических систем и мировой энергетики большой интерес вызвали результаты многосценарных оптимизационных исследований по электроэнергетической реинтеграции на постсоветском пространстве на долгосрочную перспективу в условиях достижения ими углеродной нейтральности. При этом были проиллюстрированы оценки растущих перспективных объёмов и структуры генерирующих мощностей, производства электроэнергии и выбросов диоксида углерода странами СНГ (включая Россию, Беларусь, Грузию, Азербайджан, Армению, Казахстан, Туркменистан, Таджикистан, Кыргызстан, Узбекистан) [9]. Они показали, что межстрановая кооперация позволяет более эффективно использовать генерирующие мощности, их перетоки в результате несовпадения пиковых потребностей, что обеспечивает уменьшение необходимого объема новой генерации и сокращение затрат на снижение выбросов двуокиси углерода.
Высокая неопределенность и характер тенденций на мировом рынке сжиженного природного газа, анализ перспектив российских проектов крупнотоннажного экспорта СПГ на мировой рынок, конкурентоспособность этих проектов, основные сдерживающие факторы и пути их преодоления определяют развитие восточного направления энергетической инфраструктуры, необходимость наращивания возможностей диверсификации энергетических потоков, расширения рынков экспорта газа.
Перспективным представляется взаимодействие в области электроэнергетики России и Монголии в части формирования единой электроэнергетической системы Монголии, ее связей с энергосистемой России и совместный выход на электроэнергетическое объединение стран Северо-­Восточной Азии (СВА).
Развиваемый исследованиями сравнительный анализ структуры генерирующих мощностей и динамики цен на оптовых рынках электроэнергии в Великобритании, США, Франции и России, характеризующихся различными энергетическими стратегиями и тарифной политикой, показал, что отсутствие заметной доли высокоманевренных мощностей может приводить к отрицательному влиянию на функционирование оптового рынка электрической энергии и мощности.
По активно развиваемому восточному вектору энергетической стратегии России в условиях современных вызовов и системного взгляда в будущее прошло заседание по следующим направлениям:
«Мировые энергетические рынки и международное энергетическое сотрудничество»;
«Условия и ограничения развития энергетики РФ и ее восточных регионов»;
«Особенности развития энергетических отраслей на востоке России в условиях новых вызовов, включая газовую и угольную отрасли».
В сложившихся геополитических условиях энергетический сектор востока России приобретает все большее значение как для стран СВА, так и для социально-­экономического развития восточных регионов РФ. Необходима оптимизация пространственного размещения энергетической инфраструктуры, в рамках которой в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке и в Арктической зоне Российской Федерации должны быть сформированы нефтегазовые и угольные минерально-­сырьевые центры, нефтегазохимические комплексы, обеспечивающие развитие экономики данных регионов и страны в целом.
Проблемы развития энергетики, в том числе газовой отрасли в регионах Востока, связаны с потребностью в значительных инвестициях при наличии дешевого местного угля, неопределенностью квалифицированного числа технологических потребителей, отсутствием государственного плана развития отрасли на Востоке, разнонаправленными интересами участников газового рынка. В этой связи необходимо, прежде всего, провести ревизию нормативно-­правовых документов развития газоснабжения субъектов РФ, так как они не отвечают системным принципам развития сложных энергетических систем (это и прогнозный ТЭБ, и схемы газоснабжения, и программы газификации), а компании ориентированы только на коммерческие интересы, что во многом тормозит развитие восточных регионов, являющихся сырьевой базой для этих компаний.
Перспективные направления развития энергетики должны формироваться с учетом региональных особенностей востока страны и обеспечивать баланс между возобновляемыми и традиционными местными энергоресурсами, а также централизованными и распределенными системами энергоснабжения, и должны иметь социально-­коммерческую направленность [10].
Серьезное внимание было обращено на надежность топливо- и энергоснабжения потребителей, энергетическую безопасность, поскольку в современных геополитических условиях важность исследований и формирования направлений обеспечения надежности топливо- и энергоснабжения потребителей и основных требований энергетической безопасности России на федеральном и региональном уровнях в различных условиях функционирования систем энергетики, включая непредвиденные крупномасштабные чрезвычайные ситуации значительно возрастает. В связи с этим принципиальным представляется анализ и своевременное выявление критически важных объектов энергетики, которые могут быть ключевыми в части уязвимости систем топливо- и энергоснабжения потребителей.
В рамках создания национальной системы управления рисками энергетической безопасности на федеральном и региональном уровнях должна быть предусмотрена взаимосвязь основных организационно-­структурных компонентов этой системы с научными организациями, имеющими соответствующие компетенции. В качестве системного подхода к организации мониторинга ситуации с обеспечением энергетической безопасности и формированию направлений деятельности по ее повышению может быть использован опыт академических институтов, имеющих существенные научные, методические и модельные наработки в данной области [11].
Необходимо дальнейшее развитие системного подхода в исследованиях энергетики с актуализацией имеющегося и разработкой нового, отвечающего современным условиям и вызовам, методического, модельного аппарата и инструментария для решения комплексных задач анализа и обеспечения энергетической безопасности и надежного энергоснабжения потребителей.
По проблеме качества электрической энергии прямо или косвенно подчёркивалась острота вопросов с обеспечением качества электроэнергии, усугубляемая как крупными промышленными предприятиями и электрифицированным транспортом, так и постепенным внедрением инверторной генерации. На заседании прозвучали предложения о необходимости совершенствования нормативного, методического и вычислительного инструментария и организационного управления качеством электроэнергии. Требуется создание и верификация специализированного ПО для расчёта несимметричных и несинусоидальных режимов. Отмечается острая нехватка верифицированных инструментов для оценки уровней антисимметрии и высших гармоник как на стадии проектирования, так и в эксплуатации. Важным направлением представляется проведение анализа качества электроэнергии в сетях с различными типами нагрузки: как с традиционными асинхронными двигателями, так и с полупроводниковыми преобразователями. Подчёркивается ограниченность существующих расчётных моделей и стандартных программных средств, в связи с этим требуется развитие способов анализа, инструментов его проведения и подтверждение результатов натурными испытаниями. Очень высока необходимость корректировки и справедливой оценки вклада потребителей в искажения напряжения. Метод долевых вкладов требует дальнейшей аналитической проработки, верификации и стандартизации, особенно в контексте выявления ответственных сторон за недопустимые отклонения показателей качества электроэнергии и последующих экономических воздействий на потребителей.
Целесообразно осуществлять нормирование не только напряжения, но и эмиссии высших гармоник тока, а также тока обратной последовательности основной частоты. Введённый в 2025 г. ГОСТ, регламентирующий токи искажения, является первым шагом на пути реализации этого направления, необходимо наработать практический опыт его применения и затем нужна более широкая его реализация [12].
В сложившихся современных условиях требуется проведение анализа и корректировки нормативно-­правовой базы, создание новых подходов к управлению качеством электроэнергии. Рассматривались как инновационные технические методы, например, использование контрольных карт для предотвращения брака продукции, так и аргументировались предложения по корректировке законодательства, включая вопросы ответственности потребителей за отдельные показатели качества, применения ИИ и цифровых двой­ников в электроэнергетике и др.
По результатам обсуждения рассматриваемых на заседаниях конференции вопросов по устойчивому развитию и функционированию энергетических систем и ТЭК в целом было предложено рекомендовать органам исполнительной власти, энергетическим компаниям совместно с научными и образовательными организациями учесть в своей деятельности следующие актуальные направления в области управления их развитием и функционированием.

Совершенствование системы планирования развития энергетики

В условиях современных глобальных вызовов требуется переосмысление и преобразование системы управления разработкой и в дальнейшем реализация нацио­нальных стратегических и программных документов, обеспечивающих пространственную координацию, инновационное технологическое развитие, глубокую переработку энергетических ресурсов с получением продуктов с высокой добавленной стоимостью, рост экономики, социальную ориентированность, энергетическую и экологическую безопасность и интеграцию с международными энергетическими рынками.
Необходимо совершенствовать систему планирования и прогнозирования энергетики, рассматривая не только параметрический прогноз отраслей ТЭК, но и структурное построение систем. Поскольку в настоящее время и в будущем потребители будут определять развитие систем, структуру, состав источников энергии, то огромную роль в этом будет играть распределительный комплекс.
Необходимо целенаправленное совершенствование системы управления развитием электроэнергетики России с целью оптимизации решений, обосновываемых в федеральных программах и стратегиях развития энергетики, инвестиционных программах энергокомпаний, и обеспечения принятия согласованных по времени и месту мероприятий по развитию объектов генерации электрической и тепловой энергии, сетевой инфраструктуры для бездефицитного покрытия нагрузки потребителей.
Необходимо разработать перспективный план управления развитием электроэнергетической системы восточных регионов России с учетом надежности топливоснабжения, энергетической безопасности на период до 2050 г. в аспекте пространственной и межгосударственной энергетической интеграции, и возрастающих требований по охране окружающей среды и углеродной нейтральности.

Нормативно-­правовое обеспечение

Необходимо разработать новую нормативно-­правовую базу развития энергетики Востока России (включая Сибирь и Дальний Восток) на основе государственного планирования, провести анализ системы нормативно-­правовых и нормативно-­технических документов, устанавливающих требования и ответственность энергоснабжающих организаций и потребителей за обеспечение надёжности энергосистем и надёжности электроснабжения потребителей. На основе этого анализа подготовить рекомендации по совершенствованию этих документов в направлении гармоничного учета требований по обеспечению надёжности энергетических объектов и систем.
Нужно выполнить анализ и корректировку нормативно-­правовой базы по качеству электроэнергии, разработать новые подходы к управлению качеством электроэнергии, в том числе на основе искусственного интеллекта и цифровых двой­ников в электроэнергетике и др. Повысить ответственность энергоснабжающих организаций и потребителей за поддержание на высоком уровне показателей качества электрической и тепловой энергии.
Организационные преобразования

Необходимо обеспечить дальнейшее совершенствование архитектуры электроэнергетического рынка России с целью повышения роли розничного рынка, снижения рыночной власти доминирующих поставщиков и обеспечения справедливой конкуренции, с предоставлением возможности выдачи генерирующей мощности и энергии на оба рынка (оптовый и розничный) и с организацией недискриминационного подключения потребителей.
Последствия изменения модели рынка электроэнергии в централизованной зоне Дальнего Востока обуславливают внедрение рыночного регулирования. Однако это не решит накопившиеся проблемы, а может спровоцировать появление новых рисков, в частности снижение надежности и уровня доступности электроснабжения потребителей. В связи с этим необходимо выполнить комплексное обоснование создания объединенного рынка электроэнергии и мощности территории Сибири и Дальнего Востока и разработать программу формирования единого рынка.

Стратегическое планирование

Требуется разработать долгосрочный стратегический план социально-­экономического развития субъектов восточных регионов России (Сибири и Дальнего Востока) с учетом единого топливно-­энергетического баланса (ТЭБ) Востока на основе методологии системного анализа. Базой такой методологии должны стать не только финансовые критерии, но и, в условиях геополитической неопределенности, критерии экономической и энергетической безопасности.
В быстро изменяющихся условиях смены технологического уклада целесообразным представляется разработка и реализация национальной программы «Структурно-­технологическая трансформация топливно-­энергетического комплекса России и его систем энергетики в аспекте пространственной и межгосударственной интеграции со странами АТР и возрастающих требований по охране окружающей среды и углеродной нейтральности».
Необходимо разработать стратегию совместного функционирования и развития различного типа систем энергоснабжения (электро-, тепло-, газоснабжения) и связанных с этим вопросов формирования интеллектуальных интегрированных энергетических систем, представляющих собой единый энерготехнологический комплекс с централизованно-­распределенной архитектурой и широким использованием интеллектуальных технологий управления.

Международное сотрудничество

В современных условиях представляется целесообразным дальнейшее комплексное, многосценарное, оптимизационное исследование электроэнергетической реинтеграции на постсоветском пространстве с изучением конкретных путей такой реинтеграции в кооперации с электроэнергетическим советом СНГ.
Долгосрочные оценки энергетических рынков в Северо-­Восточной Азии требуют совершенствования методологии прогнозирования при создании информационной базы с определенной степенью доверия. В свою очередь, требуется создание национальных институтов согласования, определяющих способы взаимодействия в энергетическом сотрудничестве.
Перспективным представляется взаимодействие в области электроэнергетики России и Монголии по формированию единой электроэнергетической системы Монголии, ее связи с энергосистемой России и совместного выхода на электроэнергетическое объединение стран Северо-­Восточной Азии (СВА).

Проблемы энергетической безопасности и надежности энергетических систем

В целях исследования проблем и формирования направлений обеспечения надежности топливо- и энергоснабжения потребителей, а также основных требований энергетической безопасности России на федеральном и региональном уровнях, необходимо дальнейшее развитие системного подхода, применяемого в исследованиях энергетики с актуализацией имеющегося и разработкой нового, отвечающего современным условиям и вызовам, методического и модельного аппарата, информационного обеспечения и вычислительного инструментария.
Нужны актуализация «Концепции обеспечения надежности в российской электроэнергетике», разработанной согласно приказу Министерства энергетики от 29.10.2009 г. № 466 и требующей корректировки с учетом требований времени и появления новых стратегических документов по развитию электроэнергетики, развитие методологии комплексного анализа проблем энергетической безопасности России и формирование путей снижения уязвимости потребителей энергоресурсов в условиях имеющихся вызовов с учетом возможностей реализации перспективных инновационных решений.

Энергетические рынки

Необходимо разработать долгосрочную программу формирования и развития единого рынка электроэнергии на территории Сибири и Дальнего Востока. Это позволит исключить неблагоприятные последствия изменения модели рынка электроэнергии на данной территории в результате внедрения рыночного регулирования, что при наличии множества накопившихся проблем может спровоцировать появление новых непредвиденных рисков, в частности, снижение надежности и уровня доступности электроснабжения потребителей.
Долгосрочные оценки энергетических рынков в регионе Северо-­Восточной Азии требуют совершенствования методологии прогнозирования и создания информационной базы с определенной степенью доверия. В свою очередь, требуется создание национальных институтов согласования, определяющих способы взаимодействия в энергетическом сотрудничестве.

Региональная энергетика

Необходимо выстроить перспективы опережающего развития энергетики Севера и Арктики с целью формирования промышленного кластера за счет новых разрабатываемых технологий (материалов в изделиях и технике Севера, целостности и защищенности высокотехнологичных производств, технологий мониторинга инфраструктуры нефтегазовой отрасли на мерзлых грунтах). Необходимо разработать концепцию обеспечения надежности и безопасности производств в условиях Севера и Арктики.
Нужно обеспечить формирование государственной политики и разработку региональных энергетических программ повышения надежности энергоснабжения, повышения энергоэффективности, экологичности с учетом местных энергетических ресурсов и эффективного внедрения распределенной энергетики. Реализация таких программ позволит значительно повысить эффективность региональных систем топливо- и энергоснабжения, обеспечить интеграцию передовых организационно-­технических решений, легче адаптироваться к изменениям структуры топливно-­энергетического баланса.

Проблемы газоснабжения, газификации и развития угольной отрасли

Газоснабжение и газификация восточных регионов России являются одним из основных направлений развития энергетики, позволяющих осуществить переход к низкоуглеродной и экологичной энергетике, повысить монетизацию природного газа за счет внешних и внутренних поставок с получением продуктов газопереработки и газохимии, развивать газотранспортную инфраструктуру.
В сложившихся условиях все большее значение приобретает газификация сжиженным природным газом (СПГ) от локальных месторождений. Расширение газификации территорий как альтернативный вариант может осуществляться независимыми производителями газа, требует развития газотранспортной инфраструктуры с государственным участием и предоставления возможности допуска к уже существующим газовым сетям.
Решение проблемы развития угольной отрасли и экспорта угля возможно при поиске баланса интересов между угольными компаниями и транспортными. Необходимо пересмотреть принципы налогообложения в отрасли, рассматривать стратегии бизнеса в среднесрочной перспективе 10–15 лет, обеспечить загрузку простаивающих железнодорожных мощностей и портовых терминалов, а также совершенствовать процессы добычи и использования угля.

Технологическое развитие

Необходимо разработать стимулирующие механизмы применения эффективных технологий сжигания топлива с целью повышения экологической результативности, особенно для тепловых электростанций, сжигающих уголь в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Также необходимо создание и применение новых технологий по производству композитных топлив и углеродистых материалов на их основе, в т. ч. на основе сочетания ископаемых топлив с биотопливами.
Возрастающий интерес мирового энергетического сообщества к водородной энергетике предполагает необходимость широкого освещения/изучения вопросов ресурсной базы, производства различных видов водородного топлива, возможных поставщиков и потребителей, использования традиционных и перспективных рыночных механизмов по регулированию рынка водорода.
Нужна разработка технологических комплексов для получения и хранения водорода в районах атомных электростанций, установленная мощность которых, как показывают прогнозы, будет расти в условиях ограничений на выбросы парниковых газов. Также необходимо использование таких технологий для суточного и сезонного регулирования неравномерности электро- и теплопотребления, развитие и внедрение новых технологий хранения и передачи электроэнергии, применение аккумуляторов тепловой энергии.
Целесообразны организация (с государственной поддержкой) и проведение инновационно-­технологических и технико-­экономических системных исследований перспектив развития электропередач постоянного тока в Единой энергосистеме России с возрождением отечественного технологического потенциала, необходимого для создания таких передач.

Проблемы качества электроэнергии

Необходимо:
Использовать возможности современных технологий для оценки воздействия на природную среду от освоения угольных месторождений и других источников загрязнений, особенно в труднодоступных и удаленных территориях.
Повысить эффективность методов оценки вклада потребителей в искажения напряжения, аналитической проработки, верификации и стандартизации для выявления ответственных сторон за недопустимые отклонения показателей качества электроэнергии и последующих экономических воздействий на потребителей.
Обеспечить накопление опыта и практическую реализацию, а также активное применение введённого в 2025 г. ГОСТа, регламентирующего токи искажения для нормирования не только напряжения, но и эмиссии высших гармоник тока и тока обратной последовательности основной частоты.

Информационное и платформенное обеспечение управления развитием и функционированием энергетических систем

Нужно:
Создание системы информационного обеспечения научно-­исследовательских организаций, профильных вузов с требуемыми статистическими данными и достоверной исходной информацией по проблемным вопросам функционирования энергетических отраслей и перспективным направлениям их развития.
Применение современных информационных технологий и методов искусственного интеллекта для создания систем управления энергосистемами различного масштаба для получения синергетического эффекта в направлениях: повышения балансовой и режимной надежности; создания экономических преимуществ за счет снижения темпов роста стоимости тепловой и электрической энергии и сокращения объемов перекрестного субсидирования; улучшения экологической обстановки за счет снижения объемов выбросов вредных веществ в атмосферу.
Разработка расчётных моделей и стандартных программных средств, развитие способов анализа и инструментов проведения натурных испытаний качества электроэнергии в сетях с различными типами нагрузки: как с традиционными асинхронными двигателями, так и с полупроводниковыми преобразователями.
Создание верифицированных платформенных информационно-­аналитических инструментов для оценки уровней несимметрии и высших гармоник как на стадии проектирования, так и в эксплуатации.
Для анализа условий функционирования ТЭК России и обоснования, экспертизы и поддержки принятия текущих и перспективных управленческих решений в целях обеспечения рационального и надежного топливо- и энергоснабжения потребителей энергоресурсов в Российской Федерации на уровне страны и ее регионов разработать аналитическую платформу для обоснования и поддержки принятия управленческих решений в топливно-­энергетическом комплексе РФ и его отраслях.

Выводы

В энергетике России накопилось множество проблем, требующих своего решения. Этому во многом способствуют не только изменения, происходящие в мире, но и перспективные тенденции, формирующиеся внутри самой энергетики. Они охватывают широкий комплекс вопросов, требующих системного анализа сложившейся ситуации и на основе этого подготовки и принятия для реализации приоритетных направлений инновационного преобразования систем энергетики, обеспечивающих триединую задачу – энергетическую безопасность, доступность и экологическую чистоту. При этом энергетические отрасли должны не пассивно реагировать на потребности потребителей, а в новых меняющихся условиях сами активно участвовать в формировании адекватного и рационального спроса на электроэнергию, тепловую энергию и на топливо.

Сообщение Проблемы устойчивого развития энергетики мира, России и регионов в условиях глобальных вызовов появились сначала на Энергетическая политика.

Обозреватель энергетической политики Ольга Виноградова

Удар «Фрэнсиса»

Новогодние праздники принесли не только подарки и хорошее настроение, но и мощный циклон «Фрэнсис». Он сформировался в конце декабря на Балканском полуострове и вызвал обильные ливни в Южной Европе, затем, двигаясь с небывалой скоростью на северо-восток, столкнулся с холодными воздушными массами из Арктики и обрушился сильнейшим мокрым снегопадом на Россию.

Метель и шквалистый ветер охватили Тверскую, Нижегородскую, Ленинградскую области, Адыгею, Дагестан, Краснодарский и Ставропольский края. Под удар снежного циклона также попали Смоленская, Калужская, Орловская, Тульская и Брянская области. Снег заваливал дороги, налипал и обрывал провода ЛЭП, ограничивал видимость, препятствовал работе людей и техники. К 9 января циклон принес в Центральную России 65% от месячной нормы осадков. Он обрушился на крупнейшие зимние курорты, рекреационные зоны и туристические центры, где во время каникул было рекордное количество отдыхающих. Только в Сочи с 30 декабря по 9 января число туристов достигло 470 тыс. человек. Допустить нарушения энергоснабжения в праздники было невозможно.

Оперативная подготовка

В конце декабря заместитель генерального директора – главный инженер ПАО «Россети» Евгений Ляпунов провел совещание штаба по обеспечению надежной и безопасной работы сетевого комплекса во время новогодних праздников и выходных дней. Энергетики усилили контроль за функционированием инфраструктуры, особенно в регионах, где ожидаются сложные погодные условия, а также на всех зимних курортах, социальных и транспортных объектах.

Для ликвидации нештатных ситуаций были подготовлены свыше 10,6 тыс. аварийно-восстановительных бригад – это 53 тыс. человек, 27 тыс. единиц спецтехники, а также 8 тыс. резервных источников питания.

На всех объектах Группы «Россети» перед праздниками был введен режим технологической тишины, когда действуют ограничения на плановые работы и переключения.

Борьба со стихией: бригады работали круглосуточно

Решения оказались оправданными. Циклон «Фрэнсис» сильнее всего обрушился на Тверскую и Нижегородскую области, Кубань, Дагестан, Адыгею и Ставропольский край. Мокрый снег, метель, штормовые ветры обрывали провода и нарушали работу линий электропередачи. Энергообъекты оказались погребены под метровыми сугробами, подъездные пути завалены упавшими деревьями.

Наиболее сложная обстановка складывалась в Краснодарском крае и Адыгее. В новогоднюю ночь из-за мокрого снега оказались обесточенными сразу несколько поселков и крупных городов на Кубани. Ситуация осложнялась заторами и заблокированными дорогами. В Адыгее, где снег и морозы – большая редкость, осадков выпало столько, что к местам аварий невозможно было добраться. Приходилось вести поэтапные работы, при этом к 2 января электроэнергию удалось вернуть более чем половине пострадавших абонентов. Энергетики региона работали и в новогоднюю ночь, а также все праздничные дни.

В общей сложности в новогодние праздники последствия снегопада на юге устраняли порядка 400 бригад – свыше 1600 сотрудников и более 600 единиц спецтехники. На помощь коллегам направлялись энергетики из Ростовской, Астраханской, Волгоградской областей и Ставропольского края. Одновременно были мобилизованы местные коммунальные службы и силы МЧС России.

В Дагестане, также пострадавшем от снежной стихии, энергоснабжение было восстановлено всего за несколько часов. Одновременно в праздники шквалистый ветер и снегопады несколько раз нарушили энергоснабжение в Новгородской и Псковской областях. За первую неделю января сотрудникам «Россетей» удалось восстановить в регионах работу около 15 700 км поврежденных ЛЭП и более 10 000 трансформаторных подстанций.

Оперативно энергетики подключали обесточенных потребителей в Тверской, Смоленской, Калужской, Орловской, Тульской, Брянской областях, которые не обошла стихия.

По решению регионального штаба Ленинградской области компания привлекалась в качестве системообразующей территориальной сетевой организации для помощи в восстановлении сторонней инфраструктуры.

Заместитель генерального директора – главный инженер ПАО «Россети» Евгений Ляпунов подчеркивал, что работа по восстановлению электроснабжения в пострадавших регионах велась круглосуточно до полного устранения всех последствий для потребителей. Бригады трудились в сложных условиях: продвигались по глубоким сугробам, преодолевали снежные заносы на дорогах и убирали упавшие деревья.

Несмотря на сложную ситуацию в ряде субъектов страны, в большинстве регионов присутствия Группы «Россети» электроснабжение осуществляется в штатном режиме. Этому способствовали заблаговременная подготовка инфраструктуры и усиление схем эксплуатации объектов.

Сообщение В то время как страна отдыхала, энергетики работали появились сначала на Энергетическая политика.

Виктор ДРЕЛЬ
Директор проекта
ФГБУ «РЭА Минэнерго России»
Е-mail: drel@rosenergo.gov.ru

Давняя цель ценовой политики – сокращение перекрестного субсидирования (ПС) в ценообразовании на электроэнергию – получила новый импульс с введением механизма дифференцированных тарифов для населения [9] и разработкой ФАС России предложений по дальнейшему развитию этого механизма. Однако значение и острота социальных аспектов ценовой политики сокращения ПС не должны заслонять основные конечные цели, которые она ставит. Эти конечные цели вытекают из признания преград, которую ставит ПС росту экономической эффективности. Поставщик может получить дополнительную выгоду от применения ПС при возможности выбирать рынки и манипулировать ценами [P. Joskow 2007]. Антимонопольная политика предупреждает эти и другие подобные действия на нерегулируемом рынке, минимизируя ущерб потребителей. При государственном регулировании цен с применением ПС (рассматривается именно этот случай) получение дополнительного дохода поставщиком, как правило, исключается, но проявляются другие отрицательные последствия: поощряется рост потребления субсидируемого товара, а завышение цены на тот же товар для других потребителей ухудшает условия их деятельности. И то и другое препятствует конкуренции и выявлению наиболее эффективных участников рынка. Экономические последствия ПС описаны в [2, 6, 15, 16]. Есть множество свидетельств приверженности правительства цели сокращения ПС в России [3].

Бенефициаром сокращения ПС в электроэнергетике является любой бизнес, приобретающий при ПС электроэнергию по повышенной цене и любой энергетический бизнес, избегающий злоупотреблений монопольной силой. Однако нельзя сказать, что бизнес-­организации активно заняты поиском предложений по ценовой политике, имеющей целью сокращения ПС. Причины вполне объяснимые. Организациям, прежде всего электросетевым компаниям, в тарифах которых заключается большой объем ПС, чаще всего безразличен размер данного субсидирования. При выполнении всех правил регулирования цен они получают разрешенную регулятором выручку от услуг по передаче. Рыночные факторы в малой степени влияют на объем услуг по передаче, поэтому сетевым организациям нет нужды в изменении правил ценообразования. Выручка сетевых организаций не изменится с ликвидацией ПС , а большую часть эффектов получат покупатели и продавцы электроэнергии. В 2024–2025 гг. главными проблемами были названы дефицит квалифицированных кадров, рост тарифов и рост цен производителей, высокие налоги, и к ним добавились высокая ключевая ставка и нестабильность курса руб­ля [4]. Активную критику РСПП вызывали конкретные предложения о введении платы за резерв сетевой мощности и о распространении ПС на тарифы на передачу в магистральной сети, ведущие к росту финансового бремени многих потребителей электроэнергии и его перераспределению.
Тем не менее, поскольку сокращение ПС действует, в конечном счете, в пользу организаций бизнеса, изучение его свой­ств и воздействия может способствовать выработке стратегии бизнеса в его отношении. Вопрос состоит в том, в какой степени эта корректировка безвозвратна и может способствовать интересам всего бизнеса, включая решение задач энергетической политики – как сделать это направление союзником бизнеса, – а с другой стороны, каковы его ресурсы и перспективы в этом союзничестве? Настоящая статья рассматривает механизм дифференцированных тарифов и предложения ФАС России по его применению, исходя из интересов бизнеса.

Цена вопроса

Последние оценки величины ПС, опубликованные ФАС России, значительно отличаются от расчетов экспертов. ФАС России оценивает величину ПС в электрических сетях в 239 млрд руб., а Институт экономики и регулирования инфраструктурных отраслей ВШЭ (ИЭР НИУ ВШЭ) – в 300,6 млрд руб. в 2024 г.. При объеме отпуска электроэнергии конечным потребителям 630,75 млрд кВт∙ч, исключая население, в среднем по России удельная финансовая нагрузка бизнеса составляет 0,38–0,48 руб./кВт∙ч. в ценах 2024 г. Это удельная усредненная величина финансовой нагрузки бизнеса от ПС. По регионам эта величина различается очень сильно.
По некоторым наблюдениям в России распределение домохозяйств по размерам электропотребления представляет собой левостороннюю асимметрию, т. е. потребление в расчете на домохозяйство относительно невелико для значительно большей части населения по сравнению с высоким потреблением небольшой части населения.
На рис. 1. изображен общий вид функции распределения, какой она могла бы быть по результатам анализа и расчетов в каком‑либо субъекте РФ. Для удобства описания на рисунке нанесены линии, разделяющие график на части (диапазоны), соответствующие группам домохозяйств по объемам потребления. Разделение на диапазоны на графике приведено только для наглядности и не совпадает с разделением на диапазоны, принятым в механизме дифференцированных тарифов. Потребление преобладающей части домохозяйств приходится на первые три группы. Потребление в домохозяйствах IV–IX групп изменяется в гораздо большем диапазоне, чем потребление в первых трех, но число домохозяйств значительно меньше.

Хотя этот пример отражает лишь общий вид таких функций, фактические данные подтверждают его. В Калининградской области, например, фактические объёмы потребления в некоторых случаях превышают 10 000 кВт∙ч в месяц на 1 лицевой счет. При этом, для проживающих в 2‑комнатной квартире норматив составляет 131–188 кВт∙ч/мес. при отсутствии приборов. По итогам 2023 г. 90% жителей – клиентов «Иркутскэнергосбыта» потребляют менее 500 кВт∙ч в месяц, еще 0,2% потребляют в диапазоне от 10 000 до 12 000 кВт∙ч и лишь 0,3% населения требуется ежемесячно более 12 000 кВт∙ч .
Перегибы в I, IV и VIII диапазонах могут быть связаны, например, с прекращением бюджетного субсидирования при достижении порога расходов (в I диапазоне) или увеличением потребления в некоторых типах домохозяйств в высокодоходных группах населения. Объединение разнородных типов домохозяйств тоже приводит к выявлению подобных нарушений, например, объединение «обычных» домохозяйств с домохозяйствами, пользующимися электроотоплением. На рис. 1. приведены медиана и средняя величина электропотребления. Медиана указана приблизительно, исходя из левосторонней асимметрии.
Только анализ и расчеты по фактическим данным в субъектах РФ покажут точное распределение домохозяйств по размерам электропотребления, позволят выделить факторы, влияющие на размер электропотребления, и дадут надежную основу для применения дифференцированных тарифов с целью сокращения ПС. В частности, в зависимости от формы правой нисходящей части графика уточняется расположение медианы и средней: слева или справа от вершины графика (моды), величина контингентов, охватываемых диапазонами.
В настоящее время, согласно методическим указаниям по расчету тарифов на электрическую энергию (мощность) для населения и приравненных к нему категорий потребителей, тарифов на услуги по передаче электрической энергии, поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей (далее МУ 412), применяются 3 диапазона, в первом из которых максимальной границей диапазона потребления по субсидируемой цене принята величина в 3900 кВт∙ч/месяц на домохозяйство . В диапазонах дифференцированы тарифы на передачу электроэнергии, что определяет их воздействие на конечную цену (больше потребления – больше платеж), так что цена при высоком потреблении растет.
ФАС России предлагает установить целевые ориентиры: темпы снижения перекрестного субсидирования (ПС) для каждого региона и изменение границ диапазонов. С этой целью предусматривается утвердить график поэтапного снижения объемов перекрестного субсидирования для каждого субъекта Российской Федерации и снизить максимальные границы льготного потребления электроэнергии населением по субсидируемой цене. Два основных инструмента, с помощью которых ФАС России предлагает воздействовать на величину ПС:
– первоначальное разовое снижение порогового значения с 3900 до 1200 кВт∙ч с ежегодным равномерным снижением этой максимальной границы до уровня «среднестатистического потребления соответствующих групп категории «население»;
– темп роста тарифов на услуги по передаче электрической энергии, цен на электрическую энергию для населения и приравненных к нему категорий потребителей на уровне не менее «ИПЦ+3%». Оптимальным сроком перехода к целевым значениям представляется период не более 7 лет.
На рис. 2 показано направление сдвига границы первого диапазона электропотребления согласно предложениям ФАС России. На кривой функции распределения домохозяйств (рис. 1 и 2) приведено примерное соотношение домохозяйств по диапазонам потребления. Предположим, что в каждом интервале с IV по X ПС потребление составляет один процент. Вид функции распределения и примеры Калининградской области и «Иркутскэнергосбыта» подтверждают это допущение. Установленная сейчас граница первого диапазона в 3900 кВт∙ч и предлагаемая ФАС России как целевая 1200 кВт∙ч в месяц, по существу, гарантируют оплату полного потребления электроэнергии по субсидируемой цене для подавляющего большинства населения. При принятом допущении каждый год при сокращении I диапазона за счет сдвига максимальной границы ПС уменьшается на 1% (цена второго диапазона не является субсидируемой ценой, т. е. покрывает полную стоимость электроэнергии). Тогда на долю первых трех диапазонов приходится 93%. В этом случае при сдвиге верхней границы от IX до IV диапазона, как на рис. 1 (т. е. 6 лет), ПС будет сокращаться на 2,4–3 млрд руб. в год (1% от вышеприведенных оценок ФАС России и ИЭР НИУ ВШЭ).

Рост цен по правилу «ИПЦ+3%» может быть вторым фактором снижения ПС за счет более быстрого роста цены для населения по сравнению с ценой для бизнеса в первом диапазоне, в котором сосредоточено основное потребление. Но по этому правилу невозможно оценить допустимое сокращение ПС, потому что не предусмотрено правило роста (прогноз роста) цен для бизнеса. Если они будут расти параллельно, то сокращение ПС за счет ценового фактора невозможно. Нельзя полагаться, например, на сдерживание роста тарифов на услуги по передаче электрической энергии, поскольку, как ожидается, тарифные последствия от введения эталонного принципа формирования операционных расходов сетевых организаций приведут к росту необходимой валовой выручки от 1 до 3% в течение ближайших трех лет. Этот расчет не учитывает другие факторы, например, инвестиционные потребности.
Следовательно, предложения ФАС России не дают достаточных ориентиров для того, чтобы определить цену вопроса для бизнеса. Инструменты более надежные (снижение максимальной границы первого интервала) дают очень скромные оценки сокращения финансового бремени бизнеса от ПС (1%), а для оценки сокращения ПС от роста тарифа на передачу в субсидируемом секторе недостаточно сведений и сохраняется неопределенность в отношении темпов изменения других тарифов. В предложениях указана только общая цель дифференцированных тарифов – снижение ПС, более четкое объяснение задачи и конечные ориентиры применения механизма дифференцированных тарифов не указаны.

Действие механизма дифференцированных тарифов

Динамика дифференцированных цен в диапазонах. Вид функции, приведенной в первом пункте, свидетельствует о том, что изменения границ диапазонов и правило ИПЦ+3% не обеспечивают постепенное и ощутимое бизнесом сокращение ПС, во всяком случае первые шесть лет. Равномерное снижение границы первого диапазона ведет к неравномерному снижению объема ПС и наоборот, если федеральное задание будет устанавливать равномерное снижение ПС, то будет диктовать неравномерную динамику границ диапазона и несоблюдение рекомендуемых значений. Предложения ФАС трактуют эту возможность как «гибкий выбор региональной тарифной политики»: идти ли по пути снижения порога электропотребления или по пути более интенсивного тарифного роста при установлении более «комфортного» порога электропотребления. В действительности это очень сложный и ответственный выбор, если только не имеется в виду сохранение основного объема ПС в конце семилетнего срока. При совершенно незначительном однопроцентном сокращении ПС за счет сдвига верхней границы, федеральное задание можно будет выполнить только значительным ростом цены. Но так как этот рост не сопоставляется с возможным ростом тарифов для бизнеса, то сделать вывод о надежности применения этих инструментов для сокращения ПС нельзя. Даже при более высоком, чем ИПЦ+3%, росте цены (тарифа) выполнить требование о сокращении ПС будет проблематично.

В первом диапазоне действующие МУ 412 предусматривают сохранение льготной цены (тарифа) на электроэнергию для населения, а в третьем диапазоне – применение цены на уровне нерегулируемой цены на низком напряжении. Предложения раздвигают границы второго диапазона (максимальная граница – 6000 кВт∙ч), который примыкает к льготному диапазону, поэтому его уровни тарифов в первую очередь будут воздействовать на величину ПС. Укажем на важный результат движения границы между первым и вторым диапазоном. Различие между уровнями тарифов первого и второго диапазона состоит в том, что к льготной цене первого диапазона добавляется часть стоимости передачи электроэнергии по распределительным сетям. Эта часть образована разницей средневзвешенного значения тарифов на услуги по передаче электрической энергии по всем уровням напряжения распределительной сети в регионе (средний тариф на передачу) и удельной стоимости передачи, учтенной в льготной цене первого диапазона. Таким образом, удельная стоимость передачи во втором диапазоне – это средний тариф на передачу, а добавление части стоимости передачи электроэнергии приблизительно доводит сетевую составляющую цены в первом диапазоне до уровня средней сетевой составляющей по региону. Причем чем больше учтена в льготной цене первого диапазона удельная стоимость передачи, тем меньше дополнение и тем меньше разница между значениями цен в первом и втором диапазонах. Когда в цене первого диапазона достигается средняя сетевая составляющая по региону, первый и второй диапазоны сливаются, механизм дифференцированных тарифов теряет один диапазон.
Для того, чтобы установить, когда, на каком этапе уравняются тарифы, произойдет слияние диапазонов и произойдет ли оно вообще, характеристик, приведенных в описании процесса сокращения ПС, недостаточно. Это зависит, в логике предложений ФАС России, от целевых темпов снижения ПС для каждого региона, который может оставить или не оставить возможность сохранения трех диапазонов. Не вызывает сомнений, что при слиянии двух диапазонов дальнейшее сокращение ПС располагает только двумя уровнями тарифа: до 6000 кВт∙ч и сверх этого значения. Причем достигнутый уровень сетевой составляющей второго диапазона не может быть признан действительной стоимостью передачи электроэнергии для населения, поскольку лишь достигает средней сетевой составляющей по региону, а не включает стоимость передачи на низком напряжении.
При незначительной доле потребления населения с высокими доходами, какой бы ни был уровень тарифа в третьем диапазоне, во втором диапазоне, тоже незначительном по объемам потребления, уровень тарифа будет ограничен средней сетевой составляющей, и вся тяжесть выполнения федеральных требований по сокращению ПС ляжет одинаковым тарифом на потребление в первом диапазоне, границы которого будут сокращаться. Предложения, во‑первых, ведут к сглаживанию и исчезновению разницы между уровнями тарифов первого и второго диапазонов, оставляя два уровня цены, как в механизме социальной нормы потребления (п. 3). Во-вторых, темп роста цены в первом диапазоне будет мало отличаться от темпа, которым ПС снижалось бы без внедрения дифференцированных тарифов. Этот рост лишь на мельчайшую долю будет отличаться от динамики цен при сокращении ПС без применения механизма дифференцированных тарифов.
Эластичность спроса. Эластичность спроса измеряет его чувствительность (степень изменения) в зависимости от изменения воздействующих на него факторов. Точечный коэффициент эластичности спроса по цене (или доходу) показывает, насколько меняется спрос на товар при изменении цены или на сколько процентов изменится спрос на энергию под воздействием изменения ее цены на 1%.
По данным И. А. Башмакова [1], в европейских странах долгосрочная эластичность спроса на электроэнергию по доходу составляла 0,61, а по цене – минус 0,18, т. е. с ростом дохода на 1% спрос растет на 0,61%, а с ростом цены спрос сокращается на 0,18%. Российские исследования подтверждают низкую эластичность спроса по цене (между –0,139 и –0,287) [5]. Из низкого значения эластичности спроса в России на электроэнергию по доходу, рассчитанного по данным о применении социальной нормы потребления, делается вывод о том, что «использование механизма социальной нормы потребления не позволяет адресно повысить стоимость электроэнергии для средне- и высокообеспеченных слоев населения и что механизм дифференцирования по объемам потребления стоимости электроэнергии должен подвергнуться более тонкой настройке» [Туманянц, 2020].
Задача, возложенная на механизм дифференцированных тарифов, не нацелена прямолинейно на повышение стоимости электроэнергии для средне- и высокообеспеченных слоев населения, она формулируется как сокращение ПС. Но, сравнивая различия в ценах и платежах в случае единой цены и в случае дифференцированных тарифов, нельзя не признать, что дифференцированные тарифы, продолжая логику социальной нормы потребления, перекладывают посредством дифференцированных тарифов большую часть платежей на население с более высокими доходами. Ценовая политика и практика регулирования исходят в этом случае из эластичности спроса. Причем не только из общего понятия о существовании такой зависимости, но и из значений эластичности, найденных при анализе спроса, цены и доходов на регулируемых рынках. Из свой­ств эластичности и видов функции спроса известно, что в случае эластичного спроса к увеличению выручки продавцов (и, соответственно, платежей потребителей) ведет снижение цены, а при неэластичном спросе повышение цены обеспечивает рост выручки. Повышение цены при эластичном спросе вызывает сокращение выручки (платежей). На различных участках функции спроса на один и тот же товар эластичность может различаться: при низких уровнях цены потребитель не реагирует объемом потребления на цену, но с повышением цены начинает отказываться от подорожавшего товара. Однако в высокодоходных группах населения рост цены даже при большом изменении не вызывает изменения спроса, эластичность спроса остается низкой.
В простейшем теоретическом случае линейной функции спроса эластичность изменяется от бесконечно большой до нуля при снижении цены [3, 4].
На рис. 3 на участке DA больше 1, на участке AB близок к 1, в середине интервала равен 1, а на участке BD’ меньше 1 и приближается к нулю.

В соответствии с этой функцией спроса можно построить график функции суммарных расходов (выручки) (рис. 4). На графике видно, что выручка растет быстрее при низкой эластичности, затем замедляет рост и уменьшается при высоких значениях цены с высокой эластичностью.

В действительности спрос на электроэнергию низко эластичен на большом интервале цены и зависит от типа жилища. Тип жилища во многом определяет набор используемых устройств и приборов, потребляющих электроэнергию, и, в свою очередь, определяется уровнем доходов. Более точно зависимости, определяющие потребление электроэнергии, можно описать при помощи набора функций спроса, соответствующих разным уровням доходов (рис. 5 и 6). На рис. 5 показано, как меняется спрос групп потребителей электроэнергии с разными уровнями дохода (i1, i2, i3) в зависимости от уровня цены. До определенного уровня цены спрос неизменен (эластичность крайне низкая), но уровень цены, начиная с которого спрос сокращается, различен для каждого уровня дохода. На рис. 6 приведены графики расходов потребителей при разных функциях спроса. В соответствии с видом функций спроса для каждой группы потребителей с разными уровнями дохода, сокращение расходов в группе начинается с разного уровня цены. В отличие от теоретической формы кривой расходов при линейной функции спроса, на этом графике расходы на электроэнергию не достигают нуля, потому что в действительности это вряд ли может произойти.
Графики, приведенные на рис. 5 и 6, которые можно рассматривать как приложение понятия эластичности к анализу цен на электроэнергию, могут объяснить только часть экономических связей и выражающих их зависимостей, которые имеют прямое отношение к ценовой политике, направленной на сокращение ПС.

Для групп потребителей с разным уровнем доходов можно построить функции спроса – объемы потребления по интервалам цен с разной эластичностью.
С помощью этих функций можно строить графики расходов на электроэнергию в этих группах потребителей. Можно рассчитать, при какой цене можно ожидать сокращения потребления электроэнергии. Для сохранения определенных уровней потребления электроэнергии кривые на рис. 6 помогают определить соответствующие уровни цен (проекции на ось цен, применительно к выделенным группам домохозяйств. Но в то же время эти графики уточняют размеры выручки поставщиков при изменении цены.
Наблюдение за динамикой цен в средних значениях наиболее важно для контроля ценовой политики. Если в интервалах средних значений растет эластичность, то это приводит к сокращению потребления электроэнергии. Но это происходит не одновременно и с разной интенсивностью в группах с разными доходами. В предельно низких значениях цен изменения в электропотреблении и платежах незначительны, а предельно высокие значения цены теряют практическое значение. С некоторыми допущениями график функции распределения домохозяйств по объему потребления (рис. 1 и 2) показывает также распределение электропотребления домохозяйств по размерам дохода. Постепенное снижение границ первого диапазона в этом случае равносильно росту цены на электроэнергию на низких уровнях (функция на рис. 5 и 6) и не влияет на потребление и в целом на экономическое поведение. Следовательно, для того чтобы воздействовать на расходы и объемы потребления в разных группах потребителей посредством изменения уровня цен, т. е. делать «более тонкую настройку», следует, опираясь на эластичность цен и другие экономические закономерности, применять инструменты в том диапазоне, в котором они в наибольшей степени воздействуют на достижение задач ценовой политики, т. е. в окрестностях средних значений цен и с учетом разных динамик потребления.
Механизм дифференцированных тарифов плохо приспособлен к задачам сокращения ПС, поскольку:
он не имеет внутренних движущих сил, ход процесса задается извне федеральными требованиями по сокращению ПС;
динамика снижения границы первого интервала тормозит сокращение ПС;
он предусматривает меньше инструментов для решения задачи, чем может предоставить анализ известных экономических зависимостей. У него недостаточно инструментов для управления в наиболее чувствительной зоне спроса, особенно когда, согласно предложениям ФАС России, средний размер потребления станет границей первого интервала;
заложенная в механизм закономерность приводит к стиранию различий между уровнями сетевых тарифов и уменьшению числа интервалов. Это происходит до прекращения ПС во втором интервале, следовательно, число инструментов воздействия даже уменьшается, когда задача не решена. Точнее говоря, поскольку в механизме нет внутренних критериев, то неизвестно, достигнут ли федеральные требования стирания границ первого и второго диапазона.

Ступенчатые цены

Хотя создаваемые перекрестным субсидированием искажения цен препятствуют росту экономической эффективности, это применяется, потому что не вовлекает бюджетные расходы, не использует строгие и сложные меры контроля и относительно просто позволяет решать социальные задачи. Относительная простота по сравнению с бюджетным финансированием не означает абсолютную простоту и не отменяет необходимость разработки системы цен, включающей ПС. Степень ее подробности и обстоятельности зависит от возлагаемых задач. В России до недавнего времени субсидировался весь объем электропотребления всех групп населения, распределение финансового бремени от ПС по другим группам потребителей строго не регламентировалось. Поставка электроэнергии населению по единой в регионе цене ниже стоимости вполне подходит для выполнения этой задачи.
Введение социальной нормы потребления привело к дифференциации цен на электроэнергию в зависимости от объема потребления . В субъектах РФ, применяющих социальную норму потребления, в 2024 г. сложилась практика, приведенная в таблице 1.

Следует отметить, что региональная практика в вышеуказанных субъектах Российской Федерации исходит из более низких уровней, определяющих переход на вторую (и последнюю) ступень тарифа, чем те, что содержатся в механизме дифференцированных тарифов. В регионах, применяющих социальную норму потребления, ее уровень покрывал электропотребление домохозяйств в пределах 64–95% [12].
Введение социальной нормы потребления породило дискуссии о том, какой уровень потребления должен составлять такую норму. Проводились расчеты для различных климатических зон РФ в зависимости от состава и количества электрических устройств и числа членов домохозяйств. Однако никакие методические документы не были приняты, и до настоящего времени нормативные правовые акты не указывают принципы определения социальной нормы потребления и любых других порогов потребления, составляющих основу дифференциации цен на электроэнергию. Дифференцированные тарифы подняли новую волну этой дискуссии в отношении величины и ступеней всех интервалов. Спектр мнений обнаружил взаимоисключающие позиции. В отчете комитета Государственной Думы по энергетике подчеркнуто, что решения, принимаемые для снижения перекрестного субсидирования и ограничения нецелевого потребления электроэнергии по субсидируемым тарифам, не должны привести к росту тарифной нагрузки для большинства граждан, чьи домохозяйства укладываются в рамки среднестатистического потребления.
Темпы роста электропотребления населения в 2013–2024 гг. ежегодно обгоняли темпы роста прочих потребителей. Средний ежегодный рост за весь период составил: население – 102,8%, прочие потребители – 101,1%. Доля населения в общем потреблении за этот период выросла с 17,4 до 20,9%. В Краснодарском крае и Калининградской области доля населения – 33,3–33,7% в 2024 г., в Московской области – близка к 30%, в ряде регионов приближается к этой величине. Эта тенденция соответствует общемировой, по которой с ростом энергоэффективности и энергосбережения в промышленности, расширением сферы услуг и насыщением домохозяйств электрическими устройствами растет доля последних в национальном электропотреблении. При ограничении роста тарифной нагрузки для контингентов с электропотреблением ниже среднего в регионах с растущим электропотреблением населения задача сокращения ПС полностью ложится на значительно меньший контингент. С учетом вида функции на рис. 1 и при принятых правилах регулирования сетевых тарифов во втором и третьем диапазонах, согласно МУ 412, последнее ограничение делает задачу сокращения ПС в России не имеющей решения.
В мировой практике при применении возрастающих ступенчатых цен (тарифов) определяются пороги каждой ступени и соответствующая им цена, что отражено в таблице 2.

Эта таблица построена по одной упрощенной шкале классов домовладений и по усредненным значениям потребления электроэнергии в каждом классе. Она скрывает многие национальные и региональные особенности построения диапазонов ступенчатых цен и их дифференциации. Тем не менее, из нее видно, что ступени электропотребления и цены начинаются с самого низкого уровня, охватывая весь размах колебаний потребления домохозяйств. Размах колебаний различен. Он примерно двукратен, если на самой низкой ступени цена достаточно высока, и достигает больших значений (в Шри-­Ланке – более 10 раз) при малых значениях самой низкой цены. Потребление всей бесплатной или значительно субсидируемой электроэнергии лимитировано. Конкретный пример применения ступенчатых цен в национальной тарифной системе приведен в таблице 3.
Применяется пять ступеней, не считая «lifeline tariff» – тариф «жизненно минимально необходимого уровня». Тариф «жизненно минимально необходимого уровня» применяется обычно при потреблении от 10 до 100 кВт⋅ч .

Примеры Южной Азии приведены не для того, чтобы следовать им в диапазонах потребления и в уровнях цен. Размеры электропотребления и доходы отличаются, поэтому все количественные показатели могут быть другими. Многоступенчатое ценообразование позволяет анализировать и управлять процессами в ПС, включая его сокращение. Основа такого анализа заложена: региональные органы регулирования рассчитывают общий объем ПС. Есть возможность совершенствования мониторинга и разработки новых инструментов. Результаты мониторинга могут способствовать разработке ступеней и ступенчатых цен с тем, чтобы задать целевые размеры субсидирования в каждой группе.
Другим важным свой­ством тарифных систем Южной Азии является применение при проведении социально ориентированной ценовой политики многоступенчатых цен в зависимости от интервалов потребления электроэнергии населением. Поскольку интервалы применяются к потреблению электроэнергии в самых многочисленных группах потребителей, многоступенчатые цены являются действенными инструментами социальной политики. В этом качестве ступенчатые цены рассчитаны на длительное применение с целью наведения порядка в ПС и достижения большей социальной справедливости так, как это понимается в обществе. В России история ступенчатых цен очень короткая, практика применения ограничена и была связана главным образом с задачей сокращения ПС . Поскольку сокращение ПС рассматривается как ограниченный во времени процесс, то и применение дифференцированных тарифов рассматривается как временный механизм, призванный решить определенную задачу.
Такое представление о ступенчатых ценах является опасным упрощением проблемы ПС. Ступенчатые цены при ПС – долговременная политика, выверенный и достаточно гибкий механизм, а не просто средство перехода к целевому состоянию без ПС. Ее применение должно включать:
определение того, что относится к категории жизненно важных услуг;
какой объем потребления электроэнергии составляет принятый обществом стандарт удовлетворения потребности в электроэнергии;
расчет стоимости поставки для данной категории потребителей и размер субсидирования стоимости поставки при установлении цен;
определение источника субсидий (ПС или государство).
Ступенчатые цены применяются с разными целями . Их применение в социальной ценовой политике нарушает один из экономических принципов – цены должны отражать стоимость обслуживания потребителя. В Калифорнии до энергетического кризиса 2000–2001 гг. регулируемые электроэнергетические компании использовали двухступенчатые цены, где второй уровень был на 15–20% выше первого. Большинство потребителей потребляли выше предела первого уровня для своего региона, платя по тарифу первого уровня до базового уровня и по тарифу второго уровня за любую дополнительную электроэнергию сверх этого уровня. Однако более трети потребителей пользовались только тарифами первого уровня.
После кризиса поставщикам электроэнергии необходимо было увеличить доходы, но политики заявили, что хотят защитить бедных, поэтому регулирующие органы ввели 5‑уровневую систему, в которой тарифы на первых двух уровнях, рассчитанные на рост до 130% от базового количества, что примерно соответствует медианному потреблению домохозяйства, были заморожены на докризисном уровне. Любой рост доходов должен был происходить на уровнях 3, 4 и 5 (последние два были впоследствии объединены), которые составляли лишь около трети проданной бытовой электроэнергии. Чтобы энергетическая компания могла получить необходимый доход, цена на эти высокие уровни потребления должна была значительно вырасти.
К 2014 г. тарифы высшего уровня более чем в два раза были выше тарифов на низких уровнях, но к этому времени большинство поставщиков электроэнергии США не имели ступенчатых цен. Стоимость поставки, включая производство и передачу, не различалась в два раза, защита малообеспеченных потребителей достигалась адресными субсидиями, энергосбережение не было подтверждено анализом. Кроме того, потребители стали устанавливать фотоэлектрические батареи, сокращая свое потребление и доходы поставщиков электроэнергии. Ступенчатые цены были отменены [Borenstein, 2014].
Для целей сокращения ПС в России сначала надо создать длительно работающий механизм ступенчатых цен, а не упрощенную временную схему.

Перекрестное субсидирование в сравнении с уровнем ВВП

Чтобы оценить распространение ПС и его связь с самым общим макроэкономическим показателем, была составлена таблица 4. Наличием ПС признается простое превышение цены электроэнергии для бизнеса над ценой электроэнергии для населения. Страны в таблице расположены по мере убывания показателя ВВП на душу населения. В таблице 4 приведены данные по 80 странам с более высокими значениями ВВП на душу. Страны, в которых ПС по принятому критерию не признается (цена на электроэнергию выше цены для бизнеса), отмечены голубым цветом.

Как следует из таблицы 4, ПС в электроэнергии – распространенное в мире явление. В первых 40 странах ПС отмечается только в десяти из них. Из них ОАЭ, Саудовская Аравия и Кувейт – крупные поставщики нефти и газа, исламские страны, в которых низкие цены на энергетические ресурсы и социальные услуги для граждан являются принципом социальной политики. Великобритания и Италия практикуют субсидируемые цены с 2022 г. в связи с ростом европейских цен на газ и намерены полностью перейти на бюджетное финансирование. Во вторых 40 странах соотношение совсем другое: ПС наблюдается в 26 . Будучи выше по уровню ВВП большинства этих стран, Россия применяет низкий по сравнению с ними уровень цены на электроэнергию. Ниже только у нефтегазовых поставщиков (Оман, Малайзия, Иран, Азербайджан) и у Казахстана, Египта, Тринидад и Тобаго.
Таким образом, наличие ПС в большой степени коррелирует с уровнями развития экономики и доходов граждан. Там, где этих условий нет, ликвидация ПС достигается целенаправленными усилиями экономической политики, основанной, в т. ч. на выводах теории об отрицательном влиянии ПС на рост общественного благосостояния (препятствует конкуренции, замедляет внедрение эффективных технологий) и на эффективность регулирования естественных монополий. Если ПС сохраняется в таком большом количестве стран и если среди них есть страны со схожей в некотором отношении экономикой (экспортеры энергетических ресурсов) и традициями социальной защиты, то чем вызвано выдвижение цели сокращения ПС в данное время? Какие экономические задачи решаются этой политикой и какие преимущества она дает? Ответ на эти вопросы важен по ряду соображений.
Движение с целью сокращения ПС зависит от многих обстоятельств. Недостаточно полагаться и руководствоваться только заданными извне показателями величины ПС и сроками их достижения. Какой бы значительной ни была воля к его выполнению, следует принимать во внимание и использовать все зависимости и факторы, сверяясь как с вышеуказанными доказательствами, так и с поставленной целью. Но такая гибкость в сочетании с волей к достижению цели получается, если о целях и методах сокращения ПС достигнута значительная степень общественного взаимопонимания. Предложения по применению механизма дифференцированных тарифов для сокращения ПС не принимают во внимание эти факторы. Он просто устанавливает график движения. Тогда весьма логично задается вопрос о том, каковы социальные последствия такого движения и что надо предпринять для их смягчения. При неизвестном положительном эффекте от сокращения ПС вывод состоит в необходимости минимизации социальных последствий. Этот вывод ставит жесткий предел решению задачи.
Эффективность социальной нормы потребления подвергалась внушительной критике . Например, Счетная палата РФ отметила, что признаков роста энергосбережения не обнаружилось и сокращения ПС благодаря введению социальной нормы потребления не произошло. Легко догадаться, что при сохранении субсидируемой цены и объемов для основной части населения стимулов к энергосбережению не создать, и что ПС растет под влиянием ряда факторов, которые могут перевесить влияние введения социальной нормы (например, влияние предельного темпа роста цен для населения, установленного в прогнозе социально-­экономического развития). Негодность инструмента, однако, не помешала критике. То же самое может произойти с механизмом дифференцированных тарифов. Другими словами, недостаточность предлагаемых инструментов для решения задачи сокращения ПС уже использовалась для дискредитации методов сокращения ПС и способствует формированию убеждения в том, что политика сокращения ПС России не подходит и бесперспективна. Таблица 4 не опровергает это убеждение. Тем сложнее достичь общественное взаимопонимание в проведении этой политики.
Необходимость сокращения ПС обосновывалась по-разному. Первые обоснования вытекали из признания обоих постулатов: об отрицательном влиянии ПС на рост общественного благосостояния и на эффективность регулирования естественных монополий. Реструктуризация электроэнергетики и формирование рынка электроэнергии и мощности в 2000‑е гг. усилили влияние второго постулата. Формирование рынка и рыночных цен рассматривалось как замена регулируемых цен рыночными, при которых ПС исчезнет. Принятые ограничения в формировании рынка сохранили ПС в электроэнергии, одна из форм которого является целью механизма дифференцированных цен.
Обоснования сокращения ПС сейчас изменились. Например, в стратегии развития электросетевого комплекса РФ [10], наряду с признанием того, что ПС негативно влияет на конкурентоспособность целого ряда отраслей российской промышленности (первый теоретический постулат) указано на то, что ПС не обеспечивает социальной справедливости: наиболее обеспеченное домохозяйство получает значительно больший объем социальной помощи, чем домохозяйство с меньшим уровнем дохода. Также существенной проблемой признавалось обеспечение прозрачности и справедливости распределения нагрузки по ПС между категориями бизнеса. Тем самым в ценовую политику, даже в сфере бизнеса, вносится аргументы социальной справедливости, справедливого распределения. Но справедливое распределение бремени платежа не включает вопрос о его общем сокращении – это другая задача, не связанная с сокращением ПС. Поэтому, когда для обоснования изменения цен на электроэнергию прибегают к аргументам о социальной справедливости в условиях ПС, его сокращение может даже отступать на второй план.
Следовательно, снижение ПС – не главная цель ценовой политики. За снижением ПС скрываются возможности экономической эффективности и преграды на этом пути, которые до настоящего времени не получили внимания при обсуждении вопросов совершенствования регулирования электроэнергетики. Ступенчатые цены, структура цен и тарифов (тарифный дизайн), бюджетное финансирование социальной политики – это инструменты ценовой политики, с помощью которых может достигаться сокращение ПС.

Заключение

Вернемся к заданному в первом пункте вопросу. Какая польза бизнесу от сокращения ПС? Казалось бы, прямая – избавление от финансового бремени по ПС. Но в том, как это может произойти, есть преграды и подводные камни.
Допустим, к бизнесмену приходят два гражданина: один предлагает механизм дифференцированных тарифов, другой предлагает изучить эластичность цен на электроэнергию и ввести сначала ступенчатые цены, а потом приступить к сокращению ПС. Какую перспективу бизнесмен, скорее всего, спонсирует? Вероятно, никакую, потому что обе таят недопустимые риски, отчего результат может значительно отличаться от предполагаемого (целевого), так что никакой выгоды бизнесмен не получит, а угроза дискредитации его участия в сокращении ПС велика. Кроме того, отдельный бизнесмен получит только малую часть той общей выгоды, которую получает бизнес в целом от значительного сокращения ПС. Эта выгода распыляется на всех потребителей сферы бизнеса тонким слоем. А если помнить, что по выводам теории экономическая политика сокращения ПС должна состоять в ликвидации отрицательного влияния на рост общественного благосостояния и на эффективность регулирования естественных монополий, то становится очевидно, что проводить ее доступно только органам государственного управления, и они же несут риски достижения ее целей. Поэтому бизнес – самый заметный в получении выгод от сокращения ПС и в этом значении первый – должен уступить управление политикой сокращения ПС органам государственного управления.
Тем не менее, бизнес не должен остаться в стороне. Три аспекта образуют его возможную активность в этой политике.
Институциональный. Региональные проекты развития бизнеса в любой сфере, отвечающие принятым критериям (рост нагрузки – расширение мощности и электропотребления, увеличение числа рабочих мест, сокращение выбросов и др.) могут претендовать на скидку к цене электроэнергии на определенный срок. Размер скидки может быть дифференцирован по проектам. Источник скидки – годовая величина сокращения ПС.
Реализация таких программ в регионах абсорбирует финансовую выгоду от сокращения ПС на определенный срок, формирует заинтересованные в их реализации группы и демонстрирует региональные преимущества участвующих в программе проектов. Кроме того, она разрушает образ коварного бизнесмена, потирающего руки в вожделении от предстоящего обогащения за счет сокращения ПС. Отбор в такой программе должен подчиняться строгим и публично принятым критериям. Но в равной степени вредит ценовой политике сокращения ПС представление о том, что эта политика создает финансовый источник в электрической сети . Сокращение ПС не создает дополнительного финансового источника при регулируемых тарифах на услуги сети, потому что размер выручки регулируемой организации не меняется. Преимущества от сокращения ПС лежат на стороне потребителей.
Для органов регулирования и других заинтересованных сторон формирование таких программ и контроль над их реализацией создает возможность провести грань между риторикой о перекрестном субсидировании и реальной практикой.
Организационный. Механизм дифференцированных тарифов замкнут в рамках органов управления и регулирования. Разработка и управление региональными проектами развития бизнеса с финансированием из источников ПС раздвигает эти рамки. Именно бизнес-­организации и их представительства могут принять инициативу поиска проектов и их лоббирования, сообразуясь с принятыми критериями и с условиями технологического подключения к сети дальнейшей эксплуатации энергетических объектов. Органы регулирования устанавливают правила и контролируют их соблюдение.
Инструментальный. Высокая роль отводится величине ПС, которое становится важным смысловым и числовым ориентиром, поэтому следует точнее определить это понятие, установить метод (методы) его расчета в типичных случаях и для различных задач ценовой политики сокращения ПС.
Следует увеличить число диапазонов при применении ступенчатых цен (в механизмах дифференцированных тарифов и социальной нормы потребления). Большее число диапазонов при тщательном выборе шкалы цен уменьшает рост платежей в группах с более низким уровнем потребления. Именно эта мера увеличит гибкость ценовой политики по сокращению ПС. Распределение по уровню электропотребления обычно признается пропорциональным уровню доходов. При только двух-трех диапазонах ступенчатых цен возможности проведения гибкой социальной политики ограничены. Малое число диапазонов ведет к применению одинакового уровня цены для больших групп с разным уровнем дохода. Большая часть населения потребляет меньше или в окрестностях среднего значения (левосторонняя асимметрия, рис. 1 и 2). Для всех тех, кто потребляет в пределах среднего, будет действовать один уровень цены первого диапазона, а для тех, кто больше – другой уровень. Наличие только двух-трех диапазонов ступенчатых цен вызовет, по всей вероятности, большой рост цены в первом, самом нижнем диапазоне для самой большой группы потребителей. Наличие большого числа диапазонов позволяет более адресно распределить воздействие социальной и экономической политики между целевыми группами потребителей.

Сообщение О применении дифференцированных тарифов для сокращения перекрестного субсидирования появились сначала на Энергетическая политика.

ИНТЕРВЬЮ

Алексей Подколзин
Генеральный директор АО «Силовые машины»

Ситуация на рынке энергетического машиностроения остается довольно сложной. Однако компания «Силовые машины» активно наращивает производственные мощности и инвестирует в создание новых газовых турбин. С какими вызовами сталкивается компания и как ей удается работать в текущих условиях ограниченного рынка, рассказал в интервью журналу «Энергетическая политика» генеральный директор АО «Силовые машины» Алексей Подколзин.

– Удалось ли «Силовым машинам» преодолеть отставание по поставкам оборудования энергетическим компаниям и вой­ти в новый график работ, утвержденный в конце прошлого года?
– Да, с начала 2025 г. мы строго придерживаемся производственного графика, несмотря на все вызовы, которые стоят перед нашей компанией и отраслью в целом. Мы еще не до конца решили все проблемы – перед нами остро стоит вопрос дальнейшего роста производительности и наращивания компетенций на дефицитном рынке труда. Но подготовка квалифицированных кадров, внедрение новых станков, организация серийного выпуска оборудования – это все рабочие вопросы, которые меня как производственника скорее радуют, потому что это движение вперед, создание новых мощностей и развитие производства.
– Как удалось решить проблемы с поставщиками деталей и заготовок? Найдены ли были альтернативные поставщики?
– В целом проблема решена. При этом решение ее заняло длительное время, рост объемов совпал со взрывным ростом спроса на энергомашиностроительное оборудование, в 2020 г. случилась пандемия. В 2022 г. на отрасль обрушились санкции и началась экстренная программа замещения зарубежных поставщиков, которая коснулась не столько основного продукта, сколько всех необходимых компонентов, материалов, станков и запчастей. Фактически в середине реализации инвестиционной программы мы столкнулись с ограничениями. По части наших станков и материалов для обеспечения производства, которые были заказаны в странах, ставших недружественными, были сорваны сроки поставок. Часть – так и не доехала до нас. Мы вынуждены были повторно контрактоваться и заново искать станки и материалы уже в новых условиях. Точно такие же проблемы преследовали и наших поставщиков литья, заготовок, да и в принципе всех участников рынка.

– Все ли удается на 100% импортозаместить или есть определенный процент незамещенного иностранного оборудования, в частности китайского?
– Существуют требования по локализации энергетического оборудования на территории России. Наше производство полностью им соответствует. Все компоненты оборудования имеют российское происхождение. Мы в определенной степени зависим от производителей станочного парка из дружественных стран, но уже точно не зависим от технологий недружественных стран.
– Какие ваши дальнейшие планы по развитию производства газовых турбин?
– В организацию производства газовых турбин мы инвестировали 25 млрд руб., из которых 6,9 млрд руб. на НИОКР субсидированы государством. Инвестиционная программа этого года составляет 19,2 млрд руб. В текущем году мы запустили в серию турбины ГТЭ‑170, к концу 2025 г. сделаем пять таких машин, еще несколько находятся в высокой степени готовности и будут отгружены в начале 2026 г. В целом наши производственные мощности рассчитаны на производство восьми газовых турбин в год, а с 2029 г. – 10 машин ежегодно.

– А какова ситуация с ГТЭ‑65? Есть ли на них спрос, позволяющий наладить серийное производство?
– У турбины ГТЭ‑65 меньше мощность, чем у ГТЭ‑170, но она значительно сложнее, у нее выше КПД и степень технологической новизны. Головной образец ГТЭ‑65 будет изготовлен в середине следующего года. Участники рынка проявляют к ней интерес, но большинство наших клиентов ждут, когда появится первая машина, чтобы ее можно было посмотреть, подтвердить заложенные в нее параметры, а потом подойти к заключению контракта. Первым заказчиком ГТЭ‑65 стала компания «Т Плюс», которая готова поддержать развитие нового российского продукта.
– Ранее вы говорили о необходимости масштабной модернизации производственных мощностей компании. При этом называлась цифра в 75 млрд руб. Это объем средств, уже инвестированных в модернизацию? Какой объем средств планируется направить на модернизацию в будущем?
– 75 млрд руб. – это суммарный объем пятилетней инвестиционной программы, чтобы увеличить наши мощности в полтора раза и обеспечить стабильный выпуск оборудования для проектов в рамках государственной Энергетической стратегии 2050.
Мы ведём масштабную модернизацию производства, развиваем станочный парк, создаем дополнительные рабочие места. Реализуем инвестиционные программы для расширения мощностей по паровым и газовым турбинам под расширение объема выпуска оборудования для атомной генерации. Эти мероприятия позволят нам нарастить мощности до 10 газовых турбин в год, в два раза увеличить производство оборудования для АЭС и в полтора – паросилового оборудования для теплогенерации.
– Есть ли риски того, что вы нарастите объемы производства, но такого количества установок рынку не будет нужно и спроса на это оборудование не будет?
– В текущей ситуации есть два риска. Первый – вопрос доверия, наши клиенты должны понимать, что мы обеспечим поставку оборудования в срок. Чтобы решить эту проблему, с нашей стороны должна быть обеспечена своевременная поставка оборудования по проектам, сроки реализации которых были сдвинуты. При этом со стороны отрасли должны регулярно проводиться конкурентные отборы под наши мощности. Второй риск состоит в том, что текущие параметры отборов не позволяют создавать новые продукты. Экономическая модель в настоящее время выстроена так, что рентабельна только дешевая модернизация, при которой не интересно использовать новые машины, выгоднее воспроизводить модернизированные паровые установки.
Поэтому короткий ответ – да, наши новые машины при текущих параметрах отборов могут быть не востребованы, несмотря на их большую энергоэффективность по сравнению с паросиловыми блоками. Результаты прошедшего конкурса стали очень тревожным сигналом для энергомашиностроительной отрасли, так как из потенциальных 5 ГВт мощностей с применением ПГУ утверждены проекты всего на 1 ГВт. Ни одна газовая турбина большой мощности отбор не прошла.
Применительно к реализации Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики, которая предполагает ввод более 88,5 ГВт, в том числе порядка 270 ГТУ, до 2042 г. – это крайне низкая динамика обновления мощностей, которая создает риск невостребованности и снижения объема выпуска отечественного генерирующего оборудования.

– А какой может быть выход из данной ситуации? Обсуждался ли этот вопрос с Минэнерго?
– Нужна активная позиция отраслевого сообщества и регулятора, нужен долгосрочный, прогнозируемый спрос, который обеспечит сбалансированную загрузку производства. Отсутствие ритмичного спроса может привести к потере достижений в части импортозамещения, и в конечном итоге – к утрате технологического суверенитета России.
В настоящее время Минэнерго выступает с инициативой масштабного реформирования механизмов долгосрочного планирования, чтобы сделать этот процесс предсказуемым и понятным для всех участников рынка, минимизировать стоимость кВт·ч и сократить сроки строительства. При этом необходимо учитывать модернизационный потенциал машиностроения и вопросы технологического развития. Например, стоимость газа растет, мы понимаем, что она будет расти и дальше. Это означает, что требуются более эффективные технологии, которые позволят получать из единицы топлива больше энергии, чем это делают современные установки.
Сейчас на рынке существуют две проблемы. Первая – нехватка мощностей энергетических машиностроителей, но мы отчасти сами ее создали и сами вместе с рынком в состоянии ее решить. А вторая проблема – это экономическая эффективность новых технологий, которая требует очень серьезного обсуждения. Например, ГТЭ‑300 интересна рынку, поскольку это установка нового поколения энергоэффективности, ее показатели удельных затрат намного лучше.
– А когда вы сможете принять решение о начале разработки турбины ГТЭ‑300? Сколько времени вам понадобится на разработку и выпуск первого пилота?
– Результаты отбора показали, что даже ГТЭ‑170 не нашли своего клиента, поэтому вопрос о запуске в разработку ГТЭ‑300 на текущий момент времени откладывается до момента определения наличия на нее спроса. В этом вопросе важна позиция заказчиков, важно понимать, готовы ли они разделить риски по запуску новой установки, как, например, «Т Плюс» по ГТЭ‑65.
Создание новой турбины требует серьезных инвестиций в несколько десятков НИОКР, разработку эффективной экономической модели, подготовку головного образца. Цикл выхода на готовый пилотный проект составляет около 10 лет. Например, по ГТЭ‑65 решение было принято в 2018 г., а сейчас конец 2025 г.
Разработка новой турбины – это многогранный технологический процесс со множеством неизвестных на всех этапах: от конструкторской разработки с большим объемом теоретических расчетов до выбора технологий изготовления и подрядчиков, проверки качества литья и сварки.
– Как можно решить проблему со штрафами за срыв поставок оборудования генерирующим компаниям в 2024–2025 гг.?
– Сама по себе ситуация со штрафами по ДПМ очень сложная и вызывает ряд вопросов. Например, о том, что штрафы отменяются для генерирующих компаний, находящихся во главе производственной цепочки, но применяются для следующих звеньев цепочки. Так формируется крайне неравномерная ответственность у разных участников процесса.
Мы обсуждаем и с нашими клиентами – генерирующими компаниями – и с правительством возможности снижения нагрузки в части штрафов. Санкции, ковид, геополитика – вызовы, с которыми мы столкнулись за последние годы, не могут считаться чисто коммерческими рисками, при этом они оказали глобальное влияние на весь рынок и неизбежно сказались и на исполнении контрактов.
Ряду генерирующих компаний государство пошло навстречу – им согласован перенос сроков вводов мощностей без штрафных санкций. Таким образом, при отсутствии реальных убытков у генерирующих компаний, было бы логично распространить такой механизм и уступки на производителей оборудования. Ситуация, в которой поставщик оборудования штрафуется, невзирая на обстоятельства и реальные потери, просто разрушает рынок и энергомашиностроительную отрасль.

Сообщение Перед нами стоит вопрос дальнейшего роста производительности и развития компетенций появились сначала на Энергетическая политика.

Виктор ИЛЬГИСОНИС
Директор направления научно-технических исследований и разработок госкорпорации «Росатом»
Е-mail: vilkiae@gmail.com

Магия высоких технологий

Прежде чем перейти, собственно, к анализу последних достижений в области управляемого термоядерного синтеза, в просторечье именуемого «термоядом», постараемся ответить на вопрос: почему именно сейчас? Термоядерные исследования развиваются уже три четверти века и за это время уже много раз рапортовали о достижении параметров плазмы (а именно плазма служит «рабочим телом» любой термоядерной установки), вплотную приближающих переход к «горению» термоядерного горючего. Почему сейчас даже скептики заговорили о скором наступлении термоядерной эры? Под «скорым наступлением» понимается рубеж середины века, полпути к которому уже пройдено. В шум вокруг термоядерного синтеза объясняется простым обстоятельством – беспрецедентным ростом в последние годы частных инвестиций в указанную крайне затратную область.
Соответствующую статистику регулярно публикует Ассоциация термоядерной индустрии (Fusion Industry Association, FIA). Согласно последнему отчету FIA за 2024 г. [1], частными компаниями по всему миру в исследования по УТС суммарно вложено более 7 млрд долл., причем прирост инвестиций собственно за 2024 г. составил около 900 млн долл., т. е. более 14,5%. А в недавно опубликованном отчете МАГАТЭ [2] фигурирует уже сумма в 10 млрд долл. Неуклонный рост таких инвестиций, уже отмеченный нами ранее в статье [3], за прошедшие 2 года продемонстрировал скорее стабилизацию прироста на уровне в несколько сотен миллионов долларов в год, чем насыщение.

Во избежание недоразумений следует уточнить, что используемый FIA термин «частные компании» не служит синонимом словам «малый бизнес». Подавляющий объем инвестиций осуществляют крупные компании, к числу которых можно отнести, например, китайские ENN и Energy Singularity. А калифорнийская General Atomics вообще является хозяйкой самого крупного токамака в США (DIII-D ), успешно функционирующего на протяжении почти 40 лет, в первую очередь, благодаря контрактам с DOE  (справедливости ради отметим, что GA, имеющая семидесятилетнюю историю как энергетическая и оборонная корпорация с ежегодным доходом в несколько миллиардов долларов, в перечне FIA фигурирует лишь в качестве соинвестора). Точно так же заметная доля бюджетного финансирования присутствует и в ENN. Вместе с тем нельзя отрицать наличие компаний, вполне успешно работающих и развивающихся уже не один год благодаря поддержке инвесторов. Важно подчеркнуть, что сегодня на поприще УТС себя пробуют не только «начинающие», но и весьма представительные консорциумы, включающие как частные, так и государственные структуры. Дополнительным «подстегивающим» фактором следует признать ставшее привычным достижение «термоядерных» значений параметров плазмы и времени ее удержания в большинстве крупных токамаков – уже в рамках повседневной работы, а не отдельных рекордных экспериментов.
Заметно возросшая в последние годы активность в области управляемого термоядерного синтеза (УТС) объясняется не столько возможностью скорейшего вывода собственного продукта на энергетический рынок, сколько развитием соответствующих наукоемких технологий, которые так или иначе будут востребованы в будущем. Тезис «УТС есть драйвер новых технологий» в полной мере отражает сегодняшние реалии. Потенциал перспективного применения разрабатываемых технологий не сводится исключительно к использованию термоядерных реакций для масштабного производства электричества. Вполне подходящими сферами видятся распределенная и автономная энергетика, космические и морские двигатели повышенной эффективности, встраивание в ядерный топливный цикл и производство водорода, высокотехнологичная медицина и медицинское оборудование, вакуумная и криогенная техника. К примеру, совершенно очевидно, что разрабатываемые для задач УТС высокотемпературные и радиационно стойкие материалы позволят найти и применить новаторские решения в области традиционной энергетики, в машиностроении, в химической промышленности и, разумеется, в космосе.
Не следует забывать, что разработка новых технологий – достаточно трудоемкий и дорогостоящий процесс, который, как правило, мотивируется вполне определенными бизнес-­перспективами. «Приземлить» такие разработки под идею термояда сегодня выглядит беспроигрышно и оказывается под силу значительно более широкому, чем полвека назад, числу участников. Искусственный интеллект и грид-системы, нанотехнологии, роботизация, ядерная физика – все это реально работает в приложении к термояду и обладает синергетическим эффектом.
Автору этой статьи в ответ на стандартный вопрос, зачем вполне успешные бизнесмены инвестируют значительные суммы в термоядерные стартапы без гарантий возврата средств в обозримое время, зачастую приходилось слышать следующее: «Вы, физики, придумайте и покажите хоть что‑то новое, а как и где это использовать – это задача бизнеса, а не ваша. Необходимость найти применение новому не должна сдерживать ваши усилия по разработке этого нового». Такую позицию следует признать вполне продуктивной, учитывая, что речь о технологиях, способных качественно изменить расстановку сил в энергетике и смежных отраслях.
Тем не менее, несмотря на всё возрастающие усилия частного бизнеса, говоря о перспективах освоения УТС, нельзя обойти главный проект человечества в этой сфере – проект ITER.

ITER или что‑то пошло не так

Проект создания и строительства на юге Франции в г. Сент-­Поль-ле-­Дюранс Международного термоядерного экспериментального реактора ITER (International Thermonuclear Experimental Reactor, ITER) реализуется международным сообществом на паритетной основе. Его задача заключается в демонстрации научно-­технологической осуществимости генерации термоядерной энергии с целью последующего использования в промышленных масштабах, а также в отработке необходимых для этого технологических процессов. Объединенная Европа отвечает за 45,6% проекта, а остальные шесть участников (Китай, Япония, Индия, Республика Корея, Российская Федерация и США) вносят равный вклад в остальную часть по 9,09% [4].
В ITER должно быть экспериментально продемонстрировано «зажигание» термоядерной реакции в дейтериевой-­тритиевой плазме и её управляемое стационарное «горение» . Также ITER должен продемонстрировать обоснованность концепции тритиевого топливного цикла. Более полно задачи ITER и вклад России в его сооружение описаны в статье [3]. Общепризнанно, что, помимо решения важных научных задач, отработка многочисленных технологических систем и обеспечение их взаимного функционирования делает ITER необходимым и весьма значительным шагом на пути к промышленной термоядерной энергетике.
ITER часто упрекают за сдвиг сроков строительства и связанное с этим удорожание проекта, причины которых, тем не менее, вполне объяснимы. Во-первых, едва ли не основным принципом управления этим крупнейшим международным проектом является принцип консенсуса, когда все ключевые решения принимаются только единогласно. Реализация этого принципа зачастую контрастирует с требованием оперативности, однако она крайне важна политически для сохранения эффективности сложившейся международной кооперации. Во-вторых, формирующиеся в течение реализации проекта новые знания и технологические решения требуют определенных корректировок проекта. Так, после прихода в 2022 г. нового генерального директора Международной организации ITER  и существенного обновления команды проекта была осознана целесообразность новой «базовой линии» проекта, включающей в себя новые график сооружения токамака, состав и объем работ, а также стоимость работ по сборке и эксплуатации токамака на площадке ITER [5]. Необходимо было скомпенсировать график из-за задержек в работах, связанных с пандемией COVID‑19, а также последствий ненадлежащего качества поступившего на площадку ITER оборудования: проявившихся очагов коррозии в трубках охлаждения жидким азотом тепловых экранов и нарушение допусков в размерах секторов вакуумной камеры, потребовавших весьма значительной и длительной переделки указанных компонент.
Кардинальной новацией проекта стало предложение руководства Международной организации ITER о полной замене материала первой стенки с бериллия на вольфрам. Его мотивацией послужила позиция европейского регулятора  о серьезных дополнительных ограничениях в использовании бериллия как токсичного вещества и необходимости прямого доказательства невыхода бериллиевой пыли за пределы установки – вплоть до создания соответствующего полноразмерного макета, что, с очевидностью, нереально. Для физиков решение о вольфрамовой стенке является весьма непростым, поскольку поступление в основную плазму ионов вольфрама с высоким зарядом ядра и, следовательно, большим числом электронов на «глубоких» оболочках способно затруднить достижение необходимой температуры плазмы в силу интенсивного высвечивания энергии электронами, возбуждаемыми с данных оболочек. Соответственно, переход на вольфрам потребовал пересмотра компонент систем дополнительного (к нагреву током), т. е. неиндукционного нагрева плазмы , включения режима боронизации стенки или разработки специального покрытия для вольфрама. В результате двухлетней работы команды ITER вместе с домашними агентствами новая «базовая линия» получила достаточное обоснование и в 2025 г. одобрение советом ITER для ее поэтапной имплементации. При этом по прежней «базовой линии» выполнено более 70% работ по сооружению всего комплекса ITER.
Новая «базовая линия» предполагает пять этапов проведения исследований, ориентированных на достижение всех основных показателей проекта ITER – в соответствии с изначально утвержденной миссией, включающей:
демонстрацию выделения в плазме в течение 5 минут свыше 500 МВт термоядерной мощности, не менее чем в 10 раз превышающей мощность, вводимую в плазму (Q ≥ 10, где Q – отношение вышеуказанных мощностей);
достижимость стационарных сценариев термоядерного «горения» плазмы c Q ≥ 5 в течение более 1000 c, в том числе с неиндукционным нагревом плазмы;
верификацию концепций конверсии выделяемой энергии и тритиевого цикла.
Закрытие криостата (со сборкой вакуумной камеры, внутрикамерных элементов, электромагнитной и всех вспомогательных систем) в рамках новой «базовой линии» запланировано на 2033 г., завершение сборки токамака и начало эксплуатации – на 2034 г., выход на режимы с полным магнитным полем и током – на 2036 г., а начало работы с тритием – на 2039 г.
Не умаляя уже отмеченное выше значение проекта ITER для будущего термоядерной энергетики, укажем на очевидное: происшедшие изменения в проекте естественным образом вновь переключили внимание на возможное параллельное развитие национальных проектов УТС, которые могут быть ускорены при достаточном количестве накопленных компетенций и привлекаемых ресурсов. Сегодня этим, наверное, в большей мере, чем какая‑либо иная страна, обладает Китай.

Кто долго запрягает

История развития термоядерных исследований и технологий в Китае весьма любопытна и одновременно поучительна. Китай приступил к регулярным исследованиям в области УТС в середине 1960‑х гг. В 1965 г. был создан Юго-западный институт физики (Southwestern Institute of Physics – SWIP) – первая в КНР структура, целевым образом ориентированная на исследования в области УТС как составной части трехзвенной стратегии Китая в области развития ядерной энергетики (тепловые реакторы, быстрые реакторы, термоядерные реакторы). На протяжении примерно 20 лет формировалась начальная база для выполнения таких исследований, строились небольшие установки, началась подготовка научных кадров (в том числе за рубежом). В 1978 г. был основан Институт физики плазмы Китайской академии наук (Institute of Plasma Physics, Chinese Academy of Sciences – ASIPP), и с 1990‑х гг. началась системная работа, нацеленная на перспективу промышленной термоядерной энергетики на базе достигнутых к тому времени в мире достижений в магнитном удержании плазмы в системах токамак. Три зарубежные установки были доставлены в КНР: на базе российского токамака Т‑7 был создан первый сверхпроводящий китайский токамак НТ‑7 в ASIPP (г. Хефей), на базе немецкого ASDEX – первый диверторный китайский токамак HL‑2A в SWIP (г. Ченгду), на базе американского TEXT – токамак J-TEXT в Хуачжунском университете науки и технологий (Huazhong University of Science and Technology) для отработки техники пеллет-­инжекции и подавления резонансных магнитных возмущений. Эти установки впоследствии предопределили выход китайских исследований на мировой уровень.

Свой­ственные практически всем китайским достижениям плановость действий и обязательность исполнения решений в полной мере оправдали себя в сфере освоения УТС. В первом десятилетии XXI века в КНР была сформирована национальная научная программа по термоядерному синтезу с магнитным удержанием (Chinese Magnetic Confined Fusion energy project – CN-MCF ), направленная на исследования и разработку оборудования и ключевых технологий для термоядерного синтеза с магнитным удержанием, а также на развитие научных и технологических талантов высокого уровня с перспективой выхода на практическое освоение термоядерной энергетики к середине столетия. Две составляющие CN-MCF – это полноценное участие КНР в проекте Международного экспериментального термоядерного реактора ITER и параллельная национальная программа, задачей которой сегодня ставится первенство в практическом освоении термоядерной энергетики.

Внутрикитайская составляющая CN-MCF включает в себя экспериментальные исследования на собственных установках, освоение и разработку технологий, теорию и моделирование, развитие образования по направлению физики плазмы и УТС. Между упомянутыми выше ведущими организациями ASIPP Китайской академии наук и SWIP Национальной ядерной корпорации Китая (China National Nuclear Corporation – CNNC), выполняющими основную часть исследований в области УТС и служащими основными получателями бюджетных средств по программе CN-MCF, присутствует определенная конкуренция, сознательно поддерживаемая правительством страны. Сегодня экспериментальные исследования в ASIPP ведутся на сверхпроводящем токамаке EAST, являющимся мировым лидером в части достижения длительности разрядов с термоядерными параметрами электронной компоненты плазмы. Головной установкой SWIP служит модифицированный токамак HL‑2M (после последней модернизации получивший название HL‑3), демонстрирующий достижение температуры ионов свыше 100 млн °C.
Исходная дорожная карта программы CN-MCF подразумевала, что базовые исследования и отработки режимов будут выполняться на существующих установках EAST, HL‑3, J-TEXT вплоть до середины 2030‑х гг. параллельно с сооружением международного реактора ITER и китайского термоядерного инженерного тестового реактора CFETR (Chinese Fusion Engineering Testing Reactor). Создание собственного реактора CFETR параллельно с ITER с самого начала работы над CN-MCF было ключевым элементов этой программы. По первоначальным планам реактор CFETR должен был быть несколько меньше ITER по размерам и параметрам, но быть реактором инженерным, т. е. предназначенным для окончательной проверки и оптимизации технологий, необходимых для создания опытной термоядерной электростанции, как реализованных в ITER, так и отсутствующих в нем. Тем самым, эксплуатация CFETR должна проложить мостик между ITER и сооружением опытной термоядерной электростанции с запуском последней в 2050‑х гг.

В 2020‑е гг. дорожная карта программы CN-MCF была актуализирована, причем, что нетипично для долговременных и дорогостоящих программ, в сторону усиления: расширен перечень ключевых мероприятий и сокращены сроки их реализации.
Во-первых, принято решение об ускоренном сооружении установки промежуточного масштаба – экспериментального сверхпроводящего токамака с «горящей» плазмой BEST (Burning plasma Experimental Superconducting Tokamak), который должен стать преемником EAST в ASIPP. Задача установки BEST – отработать ключевые режимы работы в обеспечение гарантированного выхода реактора CFETR на рабочие параметры, а именно:
физику горящей плазмы (с нагревом от альфа-­частиц) с Q >5 в качестве базовой линии;
стационарное удержание дейтерий-­тритиевой плазмы при низком Q < 1 с достаточным потоком нейтронов для тестирования материалов и тритиевого топливного цикла; методы достижения высоких значений Q ~ 1–5, применимые в будущем. Во-вторых, было начато, активно ведется и уже близко к завершению сооружение исследовательского комплекса термоядерных технологий CRAFT (Comprehensive Research fAcilities for Fusion Technology), задача которого – создать собственное оборудование и обеспечить испытания всех основных технологических систем будущих установок BEST и CFETR. Сегодня CRAFT – это уже работающий завод по производству компонентов токамаков. Здесь и полный цикл производства сверхпроводящих магнитов, источников питания, систем нагрева, элементов первой стенки и дивертора, аддитивное производство металлоконструкций и пр. В-третьих, для лучшего выполнения функции перехода от экспериментального реактора ITER к опытной термоядерной электростанции в ходе проработки проекта CFETR было принято решение о его модификации в сторону увеличения его параметров по сравнению с ITER – см. таблицу 1. Разработка эскизного проекта и основных элементов технического проекта токамака CFETR уже завершена, стартовали работы по изготовлению магнитов тороидального поля, дивертора, инжекторов нейтральных атомов и систем дополнительного нагрева плазмы. Начато сооружение крупномасштабных испытательных стендов для исследования характеристик магнитов и линейных плазменных испытаний. В задачи CFETR отныне вменяется достижение термоядерной мощности порядка 1 ГВт в условиях стационарного горения термоядерной плазмы (не менее 50% времени работы). Несомненные успехи последних лет в получении режимов длительного удержания высокотемпературной плазмы на токамаке EAST и освоение передовых промышленных технологий в комплексе CRAFT стимулировали китайских ученых проработать дальнейшее развитие проекта CFETR, что позволило им в 2025 г. выйти с обоснованием проекта CFEDR [6], т. е. уже не испытательного (T), а демонстрационного (D) реактора при довольно близких параметрах самого токамака – см. таблицу 1. На основе данных экспериментов на EAST смоделированы сценарии разряда, обеспечивающие длительную работу CFEDR в режиме «улучшенного» удержания плазмы (т. н. Н-мода): при токе 15 МА энергетический выход термоядерных реакций должен превысить 1,51 ГВт.

Дополнительный (неиндукционный) нагрев плазмы должен быть обеспечен высокочастотным нагревом ионной компоненты мощностью 20 МВт и сверхвысокочастотным нагревом электронной компоненты плазмы мощностью 82 МВт (соответственно на частотах ионно-­циклотронного и электронного циклотронного резонансов). При этом 72 МВт мощности электронного циклотронного нагрева будут поддерживать протекание тока в объеме плазмы на уровне ~ 1,22 МА, а оставшиеся 10 МВт этой мощности, сфокусированные на магнитной оси, приведут к снижению на 0,14 МА тока на магнитной оси, что обеспечит устойчивость плазмы по отношению к опасным пилообразным колебаниям. В преддверии CFEDR в Хефее сегодня ускоренно сооружается токамак BEST, завершение строительства планируется в 2027 г. Основные элементы токамака изготовлены, начат процесс сборки. Осенью 2025 г. в рабочее положение установлено основание криостата. Отметим, что магнитная система BEST изготавливается из низкотемпературного сверхпроводника, хорошо зарекомендовавшего себя в работе EAST. Эта технология полностью освоена в Китае, что послужило решающим фактором для принятия решения по ее использованию в установке BEST, которую решено сделать с максимальной опорой на собственные, т. е. разработанные или освоенные в Китае, технологии. При соблюдении графика работ по сооружению и вводу в строй токамака команда BEST может стать первой в мире, продемонстрировавшей реальное выделение термоядерной мощности с Q > 1 в системе с магнитным удержанием плазмы в работе на DT-топливе .

Опередить их в начале работы на таком топливе могут лишь коллеги из SWIP. В 2025 г. на токамаке HL‑3 удалось достичь термоядерной температуры одновременно в обеих компонентах плазмы (117 млн °C в ионах и более 160 млн °C в электронах ), что позволит обеспечить реальное протекание термоядерных реакций при работе на DT-топливе. Видя свою роль именно в практическом применении термояда в энергетике, т. е. в том, чем занимается CNNC в энергетике ядерной, в SWIP с июля 2025 г. приступили к реконструкции токамака. Главным результатом реконструкции в 2027 г. станет создание нейтронной защиты, необходимой для работы на DT-топливе. Параллельно будет увеличена мощность всех систем нагрева плазмы: нейтральной инжекции – с 12 до 20 МВт, электронного циклотронного нагрева – с 5,5 до 11 МВт, отсутствующего сегодня ионного циклотронного нагрева – до 6 МВт, а также системы генерации тока электромагнитными волнами  – с 2 до 4 МВт.
Конечно, без сверхпроводящей магнитной системы рассчитывать на создание эффективного промышленного реактора не приходится, но запуск системной работы с тритием не менее важен. С целью ускорения движения к термоядерной энергетике и демонстрации серьезности своих намерений руководство СNNC инициировало в 2025 г. создание консорциума c начальным капиталом 2,5 млрд долл. США, целью которого является коммерциализация термояда после 2050 г. Утверждены следующие направления работы консорциума, получившего название Китайская термоядерная энергетическая компания : технологии, промышленность, маркетинг, корпоративные возможности. В составе консорциума – нефтяная, электрическая и технологические компании, специальный фонд развития и др.

А что Америка?

В США отношение к исследованиям в области УТС и их перспективам неоднократно менялось в зависимости от доминирования в президентской администрации, в конгрессе и в общественном мнении той или иной концепции: амбиций обеспечить мировое научное или технологическое лидерство, стремления экономить средства федерального бюджета, намерения повлиять на политику других стран, желание обеспечить бизнес-­преимущества и др.
На первом этапе 1950–1960‑х гг. в США, также как и в СССР, исследования велись максимально широко по различным направлениям. В 1970‑х гг. после исторического успеха советского токамака Т‑3А основные усилия были переключены именно на направление токамаков, а масштабные работы в области открытых ловушек и стеллараторов были постепенно свернуты, так же как ранее был закрыт проект ZETA на базе установки типа Z-пинч. С 1970‑х по первую половину 1990‑х гг. американские термоядерщики лидируют, ставя рекорды на токамаках PLT и TFTR.

Однако в 1990‑е гг. с приходом к власти представителей Демократической партии в США раскручивается политика экономии бюджетных средств за счёт дорогостоящих проектов, наиболее ярким примером которой служит решение о прекращении строительства современного суперколлайдера в районе Далласа, штат Техас, который был бы крупнейшим в мире, опередив европейский Большой адронный коллайдер (LHC). В 1996 г. США объявили о выходе из проекта ITER, декларируя переориентацию на программу так называемого «численного токамака», идея которой выглядела крайне просто: зачем строить дорогую экспериментальную установку, когда можно при достаточном количестве суперкомпьютеров (на которые в то время у США монополия) смоделировать физические процессы в плазме и предсказать результаты? Как бы подтверждая серьезность своих намерений, в 1997 г., несмотря на выдающиеся результаты, полученные на TFTR, включая подтверждение ранее обнаруженного на токамаке ASDEX режима улучшенного удержания (т. н. Н-моды, являющейся сегодня общепринятой для работы современных токамаков и будущих реакторов [7]) и свой­ственного этому режиму явления транспортного барьера, а также открытие режимов с пикированным профилем плотности плазмы (т. н. супершотов [8]) и с обращенным магнитным широм [9] установку закрывают, мотивируя это решение недостижением целевого значения Q > 1.
Однако мир не последовал этому примеру. Проект ITER выжил, во многом благодаря жёсткой позиции, занятой Японией и Россией (в 2003 г. США вернулись в проект – уже при республиканской администрации), а лидерство в термояде перехватил европейский токамак JET. В США системная работа была продолжена в General Atomics на добротном токамаке DIII-D – первой крупной установке в мире, создатели которой рискнули опробовать российскую идею D-образного сечения плазмы, ставшего сегодня общепринятым, тогда как заменивший TFTR компактный токамак в Принстоне преследовал целый ряд технических неудач.
Но сегодня США имеют все основания вновь претендовать на лидерство. Обсуждавшаяся в России во второй половине 2010‑х гг. пугающе революционная идея создания токамака с электромагнитной системой на базе высокотемпературного сверхпроводника второго рода нашла понимание за океаном, в Массачусетском технологическом институте (MIT). После недолгой проработки тема была поставлена на вполне коммерческую основу. В 2018 г. в качестве стартапа – дочернего предприятия Центра плазменных исследований и термоядерного синтеза MIT была основана компания CFS , получившая благодаря авторитету MIT первоначальное финансирование в размере 50 млн долл. от итальянской транснациональной компании Eni. В дальнейшем в число инвесторов CFS вошли Breakthrough Energy Ventures Билла Гейтса, Khosla Ventures Винода Хослы, сингапурская Temasek, норвежская Equinor, американская Devonshire Investors, Google и другие. Расширила свое участие и Eni, несколько грантов было предоставлено DOE.
Конечной целью CFS в логике борьбы с глобальным потеплением было объявлено создание промышленного токамака ARC (Affordable, Robust, Compact) для производства электроэнергии, первым этапом на пути к которому станет создание демонстрационного токамака SPARC (Smallest Possible ARC), способного достичь итеровского значения параметра Q > 10 при существенно меньших размерах (большой и малый радиусы соответственно 1,85 и 0,57 м против 6,2 и 2,2 м у ITER). Ток в плазме будет в 2 раза меньше, чем в ITER, и все эти преимущества – за счет повышенного магнитного поля (в 2 раза выше, чем в ITER), достигаемого применением высокотемпературного сверхпроводника, основную поставку которого осуществит опять же российская компания.

Хотя первая попытка создания магнитной катушки по бескабельной технологии, т. е. прокладывая непосредственно ленту сверхпроводника в канавках специальной немагнитной стали, оказалась неудачной, ошибки были быстро учтены, и в сентябре 2021 г. CFS сообщила об испытании магнита, продемонстрировавшего достижение напряженности магнитного поля 20 Т при токе 40,47 кА.
Сегодня CFS далеко не единственная компания в США, нацеленная на переход к коммерческой термоядерной энергетике. Однако она позиционирует себя как крупнейшая ведущая компания в этой сфере, сумевшая привлечь более 2 млрд долл. инвестиций – суммы, вполне достаточной для сооружения токамака SPARC. В 2025 г. CFS подписала прямое корпоративное соглашение о поставке Google 200 МВт электроэнергии от электростанции с реактором ARC, которую компания планирует построить в округе Честерфилд, штат Вирджиния, к началу 2030‑х гг. Долговременное соглашение на поставку в 2030‑е гг. 400 МВт чистой и безопасной энергии на сумму 1 млрд долл. заключила с CFS и компания Eni, подтверждающая этим международным партнерством «свою решимость сделать термоядерную энергию индустриальной реальностью будущей устойчиво развивающейся энергетики».
Идея ускорения ориентации бизнеса на термоядерную энергетику поддерживается Правительством США. В 2022 г. DOE запустил программу пошагового освоения термоядерных технологий. Выданы полуторагодовые гранты на пред-концептуальный проект пилотной термоядерной электростанции. Первая волна проектов должна быть завершена уже к концу 2025 г.

Остались ли шансы у России?

В России возможности развития термоядерных исследований и технологий в ближайшее десятилетие напрямую связаны с федеральным проектом R3 «Технологии термоядерной энергетики» в составе национального проекта технологического лидерства «Новые атомные и энергетические технологии» (НАиЭТ). Данный проект в соответствии с указом Президента России 14.04.2022 г. № 202 непосредственно продолжает работы, начатые в рамках комплексной программы РТТН – «Развитие техники, технологий и научных исследований в области использования атомной энергии в Российской Федерации на период до 2024 г.». Содержание этих работ и их конечные цели довольно подробно описаны в [11]. Ключевым элементом проекта, способным претендовать на технологическое лидерство, является проект ТРТ – проект создания инновационного токамака с реакторными технологиями.

Концепция установки ТРТ представлена в публикациях [12] и продолжает развиваться. Прорывной характер идеи проекта ТРТ заключался в интеграции в единой установке целого ряда ключевых инновационных технологий, прежде всего отечественных, потенциал и значение которых осознаны в ходе работы над проектом ITER и в результате экспериментов на зарубежных установках. Сегодня мы становимся свидетелями того, как близкие идеи берутся на вооружение в мировых термоядерных центрах и лабораториях, прежде всего, в КНР и в США, и становятся предметом ускоренного внедрения и анализа, стимулирующего дальнейший прогресс. Физика – наука экспериментальная, а технологии невозможно разработать только в уме или даже на бумаге. Нужны экспериментальные стенды, установки, материальные и людские ресурсы. Последнее вообще может стать критичным с возросшим ростом возможностей цифровизации и академической мобильности.
В настоящее время завершена разработка эскизного проекта ТРТ, формируется технический проект. Одновременно в рамках R3 НАиЭТ выполняется ряд обосновывающих научно-­исследовательских и опытно-­конструкторских работ, разрабатываются отдельные узлы и системы. Сооружение ТРТ действительно способно было бы вернуть нашей стране утраченное за последние десятилетия идеологическое и технологическое лидерство в области УТС. Поэтому для достижения всех целей проекта в установленные сроки следует предусмотреть необходимое и своевременное ресурсное обеспечение, причем сроки здесь весьма и весьма критичны. Крайне желательно, чтобы финансирование проектов, на деле способных требуемое технологическое лидерство обеспечить, стало бы системным и гарантированным самим статусом национального проекта.
Скептикам, традиционно пессимистично оценивающим перспективы термоядерной энергетики, следовало бы учесть, что уже при самой начальной коммерциализации технологий УТС существующая сегодня исключительная возможность использовать в собственной национальной программе все наработки партнеров в рамках проекта ITER, а также открытые двери для коллаборации с китайскими коллегами, немедленно и навсегда «схлопнется». Другими словами, сложившиеся за долгие годы исследований уникальные открытость, дружелюбие и взаимная поддержка вовлеченных в эти исследования коллективов и структур разных стран в одночасье окажутся отвергнутыми в угоду обычной конкуренции и борьбе за рынки.

Вместо заключения

Подводя итог, следует подчеркнуть серьезность намерений ведущих игроков на поле термоядерных исследований и, что немаловажно, их правительств в ближайшие десятилетия опробовать «в железе» производство энергии посредством реакций термоядерного синтеза. На прошедшей (что символично, в Китае) в октябре 2025 г. 30‑й Международной конференции МАГАТЭ по термоядерной энергии (FEC‑2025) о своих амбициях заявили не только признанные лидеры в лице КНР и США, но и другие участники международной термоядерной коллаборации. Большинство делают ставку на классический токамак со сверхпроводящей электромагнитной системой, рассчитывая максимально использовать опыт ITER. Так, японо-­европейский сверхпроводящий токамак JT‑60SA планируется дооснастить внутрикамерными элементами, системами дополнительного нагрева плазмы и диагностик, а к 2030 г. – вольфрамовой камерой. На обоснование новой базовой линии ITER нацелена и программа французского токамака WEST, в последнее время заметно активизировавшая свои усилия. И эта активность принесла плоды. Сверхпроводящий токамак WEST с полностью вольфрамовыми стенками, оснащенный активно охлаждаемым дивертором, стандартно работает сегодня в режиме надежно контролируемых длительных импульсов, продолжительность которых превышает 20 мин. (достигнутый рекорд 1337 с при вносимой энергии в 2,6 ГДж). При этом вольфрамовые диверторы с активным охлаждением принимают тепловой поток до 11 МВт/м2. Отмеченные выше недостатки вольфрама компенсируются интенсивной боронизацией, лазерной очисткой и кондиционированием стенок ионным циклотронным облучением.

Вполне продуктивно развиваются работы на южнокорейском токамаке KSTAR, опыт которого планируется положить в основу создания к 2035 г. компактной пилотной установки (Compact Pilot Device, CPD), разработка которой уже стартовала, и демонстрационной электростанции в 2040‑е гг.
Активизировались и сторонники компактных (сферических) токамаков. К примеру, английской компанией UK Industrial Fusion Solutions (UKIFS) разработана программа сферического энергетического токамака (STEP, Spherical Tokamak for Energy Production), направленная на создание первой в своем роде демонстрационной термоядерной пилотной установки на основе сферического токамака, т. е. предстоит разработать не только новое ядро токамака, но и гораздо более масштабную, целостную и интегрированную электростанцию мощностью не менее 100 МВт чистой энергии для национальной электросети Великобритании. А китайская ENN всерьез позиционирует создание своего нового компактного токамака EHL‑2 в качестве основы освоения безнейтронной термоядерной реакции p +11B, заведомо требующей более высокой температуры плазмы по сравнению с DT-топливом.

Масштаб и серьезность происходящего проще всего оценить по подготовке кадров. В Китае это – важнейшая составляющая национальной программы в области УТС, в ней участвует вся первая десятка китайских университетов. Программы подготовки талантливых специалистов в области УТС начались совместными усилиями Министерства науки и технологий, Министерства образования, Китайской академии наук и Национальной ядерной корпорации. Отличники от уровня бакалавриата до постдокторского уровня систематически отбираются для участия в специальных исследовательских мероприятиях со стабильным бюджетным финансированием. Более 200 магистрантов и 150 аспирантов ежегодно вовлекаются в термоядерные исследования на территории страны. Исследования в университетах быстро продвигаются вперед за счет создания небольших базовых машин для получения навыков и понимания в области физики плазмы, новых диагностик, взаимодействия плазмы со стенкой, разработки материалов и технологий, и дополняются участием в экспериментах на крупных установках EAST и HL‑3. Благодаря стабильному финансированию со стороны правительства токамаки EAST и HL‑3 постоянно расширяют свой исследовательский потенциал за счет освоения передовых технологий нагрева и генерации тока, современных диагностик и укрупнения исследовательских коллективов. Сегодня в ASIPP работает около 900 штатных сотрудников и более чем 500 студентов-­дипломников; в SWIP – около 2200 чел., и это число будет только расти. Более 1500 строителей ежедневно выходят на площадку сооружения токамака BEST.
Изложенные выше сведения о ходе выполнения зарубежных программ освоения термоядерной энергетики следует принять во внимание с учетом перспектив данного направления в России. Для преодоления сложившегося отставания в термоядерном эксперименте, возрождения исторического лидерства нашей страны в области УТС и обеспечения будущей экономической состоятельности в сфере высокотехнологичной энергетики необходимы развернутая национальная программа и системный подход к ее выполнению. Ключевым необходимым этапом такой программы видится полноценная и своевременная реализация федерального проекта «Технологии термоядерной энергетики» в составе НАиЭТ.

Сообщение Новый рывок к термоядерной энергетике появились сначала на Энергетическая политика.

Людмила ПОДОБЕДОВА
Обозреватель журнала «Энергетическая политика»

Центральным событием форума РЭН-2025 стала сессия «Создавая энергетику будущего» с участием Президента РФ Владимира Путина. Было отмечено, что глобальный рынок фундаментально меняется: идет перенастройка мировых энергетических связей, растут потребности во всех видах ресурсов. При этом важнейшей тенденцией является повышение роли электроэнергетики: по оценкам, в ближайшие 25 лет выработка электричества в мире удвоится.

Национальные приоритеты

Российская энергосистема – одна из крупнейших в мире. Установленная мощность объектов генерации составляет почти 270 ГВт. И этот огромный комплекс, отметил Владимир Путин, работает стабильно. Вместе с тем из-за роста потребления отмечаются локальные дефициты мощности, прежде всего в районах, где строятся крупные индустриальные, транспортные, логистические проекты.
Такие дефициты необходимо покрывать не только за счет обновления генерирующего оборудования и ввода в строй новых электростанций, но и благодаря развитию электросетей, сказал глава государства. Для реализации всего этого, по его словам, требуются гибкие решения, включая нормативные новации, управление спросом на электроэнергию, механизмы поддержки инвестиций в ТЭКе.
«Там, где есть доступная энергия, там будут появляться и современные производства, будут развиваться отрасли новой экономики, туда будут притекать капиталы, технологии, квалифицированные кадры. Это, собственно говоря, всем понятно», – подчеркнул Владимир Путин.

ЦОДы, майнинг и искусственный интеллект

Одним из актуальных трендов, влияющим на развитие энергетической отрасли, президент назвал цифровизацию. «Растущий спрос на электроэнергию предъявляет цифровая экономика, включая инструменты искусственного интеллекта, блокчейна, объекты хранения и обработки данных. По некоторым оценкам, потребление энергии дата-центрами в мире уже сопоставимо со всей тяжелой промышленностью», – отметил Владимир Путин.
На эту же тему в феврале в журнале «Энергетическая политика» писал заместитель председателя Правительства РФ Александр Новак, который также участвовал в сессии РЭН. «Мировое потребление электроэнергии дата-центрами уже составляет более 400 ТВт·ч (это более 1% мирового потребления электроэнергии). В ближайшее 10‑летие различные эксперты ждут прироста их потребности в энергии в 2–4 раза. При этом общее потребление электроэнергии в России к 2050 г. вырастет на 42% по сравнению с 2023 г., до 1624 млрд кВт·ч за счет реализации крупных инфраструктурных проектов в обрабатывающей и добывающей промышленности, на транспорте, а также развития новых отраслей экономики, в том числе искусственного интеллекта, центров обработки данных, майнинга», – отмечал он.
Тенденцию видят и крупнейшие игроки рынка. «Многие эксперты говорят, что мы вступаем в эру электричества. Одним из основных факторов, стимулирующих электропотребление, является строительство центров обработки данных, связанное с развитием искусственного интеллекта, цифровых сервисов, майнингом валюты. По прогнозу Международного энергетического агентства, спрос с их стороны за пять лет как минимум удвоится, хотя я видел и оценки с коэффициентом 2,3–2,4. При этом один дата-центр может быть сравним со 100 тысячами домохозяйств по своему потреблению», – сказал в своем выступлении на пленарной сессии РЭН глава энергохолдинга «Россети» Андрей Рюмин.
Он подчеркнул, что уже сегодня компания выдает из сети более 1 ГВт мощности для электроснабжения дата-центров, а в работе находятся заявки еще более чем на 1,5 ГВт.

Электротранспорт, кондиционеры и потребности мегаполисов

Кроме того, сказал Андрей Рюмин, в числе мировых трендов, влияющих на рост потребления, необходимо учитывать цифровизацию населения. Здесь большое значение имеет увеличение количества гаджетов и бытовой техники в домах, активное использование систем кондиционирования, связанное в том числе с изменением климата. Из-за этого многие регионы России уже испытывают летние максимумы потребления, которые превышают зимние.
Также в числе основных драйверов роста потребления энергии было отмечено развитие мегаполисов, в которых строится все больше высотного жилья. Наглядным примером этого является Москва, где ежегодно «Россети» подключают к сети более 8 тыс. потребителей. Это многоэтажные ЖК, предприятия и логистические центры, инфраструктура для электротранспорта и множество других объектов. Мощность, предоставляемая новым абонентам, уже сопоставима с потреблением целого региона, например, Калининградской области.
Кроме того, активно развиваются различные виды электротранспорта. За последние 15 лет только в Москве введено более 100 новых станций метро, созданы электробусные маршруты, центральные диаметры и др. Для нормальной работы электротранспорта в Москве необходимо 3 млрд кВт·ч, что сопоставимо с потреблением энергии более 1 млн человек.
Как сообщил в своем выступлении на пленарной сессии РЭН‑2025 мэр Москвы Сергей Собянин, в городе планируется создать единую цифровую систему управления энергокомплексом. В проекте участвуют ключевые инфраструктурные компании, включая «Газпром», «Мосэнерго», «Россети» и др. «Мы объединим разные центры управления, разные системы цифровизации в единую гармоничную систему, которая будет видеть все, начиная от производства ТЭЦ до потребителя», – подчеркнул Сергей Собянин.
В целом, как было отмечено на сессии, развитие энергетической инфраструктуры является одной из приоритетных задач, которая будет решаться в России в ближайшие годы.

Сообщение Энергетика будущего: мир вступил в эру электричества появились сначала на Энергетическая политика.

Анна Догуаб
Обозреватель журнала «Энергетическая политика»

Смена географического вектора развития российской экономики с европейского направления на дальневосточное, получившее название «разворот на Восток», потребовала создания в регионе принципиально новой энергетической системы, способной не только обеспечивать бесперебойные поставки электроэнергии вне зависимости от тяжести погодных условий, но и удовлетворить быстрорастущий спрос на нее со стороны крупных промышленных и инфраструктурных центров. Основой такой системы должны стать современные атомные электростанции в Приморском и Хабаровском крае – первые на территории Дальнего Востока.

Взрывной спрос

Идея создания атомной станции на Дальнем Востоке обсуждалась еще в 1970‑е гг. Через 10 лет вопрос возник снова, но, несмотря на советский бум атомных электростанций, АЭС так и не была построена. Главной проблемой стало серьезное отставание развития Дальнего Востока: не было крупных предприятий-­потребителей, равно как и нормальной материально-­технической базы для создания АЭС. В середине 1990‑х гг. проект опять рассматривался как на региональном, так и на федеральном уровне, но снова был отложен из-за нехватки финансирования.
Ситуация изменилась коренным образом с «разворотом экономики на Восток», который начался еще в 2015–2019 гг. с появлением крупных проектов, таких как судоверфь «Звезда», Инаглинский горно-­обогатительный комбинат, «Удоканская медь», проект «Амур Минералс» по освоению Малмыжского золото-­медно-порфирового месторождения, железнодорожный «Восточный полигон», нефтепровод ВСТО, Амурский ГПЗ и т. д.
За последние 10 лет в экономику Дальнего Востока было вложено 20 трлн руб., из которых 5,1 трлн руб. пришлось на проекты с государственной поддержкой, к 2030 г. этот показатель вырастет до 12 трлн руб. В итоге к середине 2025 г. в регионе было введено 939 новых предприятий, создано 165,5 тыс. рабочих мест. К 2030 г. количество новых предприятий, как ожидается, вырастет уже до 3 тыс.
В результате, как отметил Президент РФ Владимир Путин, за последние 10 лет темпы потребления электроэнергии на Дальнем Востоке в два раза превосходили среднероссийские показатели. «За последние 10 лет потребление электроэнергии здесь, на Дальнем Востоке, увеличилось на 28%. Отмечу, что в среднем по России – 14%, то есть в два раза, и это такой интегральный хороший показатель того, что происходит в реалиях», – сказал глава государства на совещании по развитию топливно-­энергетического комплекса Дальнего Востока.
Согласно данным Минэнерго России, в прошлом году потребление электроэнергии на Дальнем Востоке выросло на 5,2% по сравнению с 2023 г., достигнув 74,3 млрд кВт·ч, тогда как в целом по России оно увеличилось на 3,1%, до 1,192 трлн кВт·ч.
Такая ситуация сохранится в течение следующих 18 лет, уверены в Минэнерго. Так, в 2024–2030 гг. темпы роста спроса на электроэнергию по Дальнему Востоку составят в среднем 4,9%, тогда как в целом по России – 2,1%. В 2030–2042 гг. темпы роста потребления энергии на Дальнем Востоке замедлятся до 1,38%, однако они все равно будут почти в полтора раза превосходить общероссийские показатели в 0,94%, отмечает ведомство.
Удовлетворить такой рост энергопотребления невозможно без соизмеримого по темпам ввода объектов энергетической инфраструктуры. «Масштабы проектов, которые мы реализуем на Дальнем Востоке, требуют такого же масштабного обновления дальневосточной энергосистемы», – не раз подчеркивал в своих выступлениях Президент РФ Владимир Путин.

Мозаика Востока

По данным представителя президента по ДФО Юрия Трутнева, для удовлетворения спроса на Дальнем Востоке к 2030 г. понадобится построить не менее 3 ГВт новой генерации. Масштабное обновление энергосистемы требует решения сразу нескольких нетривиальных для российского ТЭК задач, основными из которых являются изношенность всех основных генерирующих мощностей и сетевой инфраструктуры, зависимость гидроэлектростанций от уровня рек и общая фрагментарность энергосистемы. Грубо говоря, энергосистема Дальнего Востока – самая маленькая и самая изношенная в России.
На Дальнем Востоке нет привычной «географической» привязки энергосистемы к региону. Основная часть потребления электроэнергии относится к Объединенной энергосистеме Востока (ОЭС Востока), которая сегодня работает изолированно от европейской и сибирской части Единой энергетической системы России (ЕЭС России). Кроме того, на Дальнем Востоке есть четыре технологически изолированные энергосистемы – Сахалин, Камчатка, Магадан и Чукотка, а еще – большие территории с децентрализованным энергоснабжением.
«Энергетический комплекс Дальнего Востока – это сложная мозаика централизованных и изолированных систем, а также зон децентрализованного энергоснабжения, в каждой из которых – свои вызовы и решения», – отмечал в сентябре 2025 г. в интервью «Компании» председатель правления АО «Системный оператор Единой энергетической системы» Фёдор Опадчий.
В регионе разрозненно и в единой системе работает всего 39 крупных электростанций мощностью 11,2 ГВт, из которых 63,3% приходится на традиционные ТЭС, в основном угольные. При этом данные ТЭС далеко «немолоды», средний возраст турбин на электростанциях составляет около 40 лет, а котлов – 50 лет, что порождает постоянный рост аварийности и нарушений безопасности энергопоставок.
Еще порядка 34,9% энергобаланса Дальнего Востока приходится на гидроэлектростанции, сильно зависимые от уровня воды в реках Восточной Сибири и Дальнего Востока. В результате в регулярные периоды маловодья, характерные для региона, на ГЭС начинают работать ограничения на выработку гидроэлектростанциями, а нагрузка на изношенную тепловую генерацию дополнительно возрастает в разы.

Не одним углем живем

В такой ситуации избежать рисков энергодефицита в отдельных регионах на фоне общего тотального роста спроса на электроэнергию только за счет модернизации угольных ТЭС и гидроэлектростанций не удастся. Поэтому естественным решением данной проблемы становится строительство быстровозводимых объектов возобновляемой энергетики, которые позволят удовлетворить спрос до 2030–2033 гг., а затем запуск в Приморском и в Хабаровском краях современных крупных атомных электростанций. Решение было отражено в Генеральной схеме строительства энергообъектов до 2042 г., согласно которой в Дальневосточном федеральном округе планируется построить две новые АЭС, пять ГЭС общей мощностью свыше 3,1 ГВт и одну гидроаккумулирующую электростанцию (ГАЭС) мощностью 0,6 ГВт.
Это приведет к серьезному изменению энергобаланса Дальнего Востока в пользу современных генерирующих мощностей. Так, доля ТЭС к 2042 г. сократится с текущих 63,3 до 45,9%, при этом в первую очередь снизится доля угольной генерации с 44,2 до 31%. Доля гидроэлектростанций упадет с текущих 34,9 до 27,5%. А вот доля атомной энергетики вырастет с 0,6 до 9,6%, генерации на ВИЭ – с текущих 1,2 до 15,2%
Согласно прошедшему в этом году конкурсному отбору мощности, были отобраны ВИЭ-проекты суммарной мощностью 1500 МВт, из которых на ветроэлектростанции придется более 500 МВт в Амурской области и Хабаровском крае, на солнечные электростанции – более 1000 МВт в Амурской области и Еврейской автономной области.
Ведущую роль в развитии энергокомплекса Дальнего Востока будет играть госкорпорация «Росатом», которая займется как строительством атомных электростанций, так и проектов в области ветровой энергетики. По итогам дополнительного отбора подразделение АО «Росатом Возобновляемая энергия» – компания АО «ВетроСПК» должна построить в Приамурье первую ветровую электростанцию мощностью 89,8 МВт – в 2027 г., а вторую, мощностью 140 МВт – в 2028 г. Кроме того, в 2028 г. силами «ВетроСПК» в Хабаровском крае будет построена еще одна ВЭС мощностью 139,9 МВт.
При этом «Росатом» уже организовал производство ступиц, гондол, генераторов, систем охлаждения и систем управления для ветроэнергетических установок на базе завода «Атоммаш» в Волгодонске, которые будут доставляться на Дальний Восток.
«Короткие сроки реализации проектов – дополнительный вызов для нашей компании и отрасли ВИЭ в целом. Уверен, что наши новые электростанции внесут значительный вклад в обеспечение надежного и экологически безопасного энергоснабжения Дальнего Востока», – приводят в пресс-­службе госкорпорации слова генерального директора АО «Росатом Возобновляемая энергия» Григория Назарова.

Приморская АЭС

Но главным проектом «Росатома» на Дальнем Востоке станет строительство Приморской АЭС. Выбор региона не случаен, выход на полную мощность «Восточного полигона» и развитие крупных энергозатратных производств в рамках промышленного парка ТОР «Большой камень» диктует необходимость создания принципиально нового надежного центра энергообеспечения. Согласно оценке «Системного оператора», среднегодовой темп прироста спроса на электроэнергию в регионе до 2032 г. составит 3,78%.
Приморская АЭС будет состоять из двух энергоблоков, оснащенных водно-­водяными реакторами мощностью 1 ГВт каждый и сроком службы не менее 60 лет с возможностью продления до 80 лет. Первый из этих реакторов будет запущен в 2033 г., а второй – в 2035 г.
С учетом того, что в регионе до сих пор не было построено ни одной АЭС – этот срок является серьезным вызовом для компании. «Президентом поставлена задача обеспечить экономический рост в Приморье электроэнергией в предельно сжатые с точки зрения нашей отрасли сроки. 2033 г. – по нашим меркам – это фактически уже завтра», – отмечал в сентябре этого года глава «Росатома» Алексей Лихачев.
Но, несмотря на сжатые сроки, проект будет реализован по самым современным требованиям безопасности. «Это современный, хорошо зарекомендовавший себя проект, проверенная, но существенно модернизированная в соответствии с постфукусимскими стандартами платформа. Например, в отличие от реакторов предыдущего поколения, здание энергоблока усилено двой­ной защитной оболочкой из железобетона, которая способна выдержать ураганный ветер, землетрясение до 9 баллов, падение самолета. Добавлена ловушка расплава – система, удерживающая ядерное топливо в случае гипотетической аварии», – отмечал А. Лихачев.
Компания уже подписала дорожную карту строительства АЭС, сейчас идет оценка площадок размещения, наиболее перспективной из которых является участок в районе ЗАТО «Фокино». Окончательный выбор площадки сделают при разработке обоснования инвестиций (ОБИН) в строительство Приморской АЭС. Также до конца года планируют провести общественные слушания по вопросу размещения. Первые работы планируется начать уже в 2026 г., заливка первого бетона ожидается в декабре 2027 г.
Новая атомная станция станет не просто надежным источником электроэнергии, но и социально-­экономическим центром, включая появление около 8 тыс. новых рабочих мест, из которых как минимум треть будут местные кадры. Одновременно будут развиваться местные производственные мощности и социальная инфраструктура.

Хабаровская АЭС

Созданная производственная база может быть использована для строительства уже второй АЭС – в Хабаровском крае. На данный момент энергообеспечение Хабаровского края более стабильное, чем в Приморье. Однако, согласно данным «Системного оператора», в ближайшие шесть лет здесь ожидается взрывной рост спроса на электроэнергию, который в среднем составит порядка 5–5,1%. При этом в отдельные годы, например, в 2027 г. может быть зафиксирован резкий всплеск роста потребления электроэнергии в 17%. Такому росту спроса будут способствовать модернизация двух нефтеперерабатывающих заводов – Хабаровского НПЗ и Комсомольского НПЗ, а также строительство новых СПГ-терминалов и терминалов по перевалке сжиженных углеводородных газов.
Проект предполагает возведение двух энергоблоков мощностью 600 МВт каждый, запуск которых состоится в начале 2040‑х гг., что позволит в перспективе покрыть растущий спрос на электроэнергию со стороны крупных заводов. «В результате строительства двух АЭС, к 2045 г. атомная генерация станет основным источником электроэнергии в развитых энергосистемах Дальнего Востока, может занять – при условии реализации всех обсуждаемых проектов атомных станций – до 60% в балансе Приморья и Хабаровского края», – отмечал А. Лихачев.
«Атомная энергетика даст энергосистемам региона надежный, экологически чистый фундамент. Строительство АЭС – логичный и единственно верный шаг в условиях Дальнего Востока. Атом – это не просто киловатты. Это гарантия, что заводы не встанут из-за перебоев с доставкой топлива, что в домах будет тепло, а в портах – свет. Энергонезависимость – основа суверенитета», – резюмировал глава компании.

Сообщение Атом взял курс на Восток появились сначала на Энергетическая политика.