Кроме того, крупные электростанции принципиально не решают стоящих перед отраслью задач. Во-первых, сроки строительства крупной станции — от пяти до десяти лет, включая проектирование, экспертизы, землеотвод и подключение к сетям. За это время спрос на вычислительные мощности может вырасти в разы, и ждать так долго ни один инвестор не будет: проекты просто уйдут в другие юрисдикции. Во-вторых, крупные станции строятся, как правило, вдали от мегаполисов, где сосредоточены ЦОД, а прокладка новых линий электропередачи через плотную городскую застройку — дорогое, долгое и зачастую нереализуемое предприятие.

— На чем базируются ваши расчеты?

— Мы исходим из стоимости строительства энергокомплексов мощностью, соответствующей потребностям ЦОД. Например, проект энергоцентра на газопоршневых установках для крупного потребителя электроэнергии. Удельная стоимость строительства одного киловатта вышла где-то 95 тысяч рублей с НДС. В эту цену включены подготовка площадки, строительство, а также подведение сетевой инфраструктуры.

Построить энергоцентр на основе газопоршневых двигателей дешевле, чем крупную электростанцию, и не только потому, что каждый киловатт установленной мощности обходится дешевле в прямом сравнении, но и потому, что такие проекты требуют значительно меньше сопутствующих затрат и могут быть реализованы гораздо быстрее и проще*

* Постановление правительства от 30 сентября 2025 года № 1505 определило предельные максимальные затраты на проекты по установке новых локализованных ПГУ на уровне 180 тыс. рублей за киловатт. Однако проекты, которые сегодня реализуются на машинах ГТУ-170, стоят от 250 до 400 тыс. рублей за киловатт. (см. «Газовые турбины: между спросом и суверенитетом», «Монокль» № 48 за 2025 год).

— Почему большая генерация оказывается менее рентабельной?

— Крупные станции мощностью в сотни мегаватт нуждаются в подключении к сетям высокого напряжения, а это означает строительство новых подстанций, прокладку десятков километров линий электропередачи и сложнейшие согласования со множеством ведомств. Стоимость этой инфраструктуры зачастую составляет от трети до половины всего бюджета проекта. В то же время энергоцентр на газопоршневых двигателях мощностью 10–50 мегаватт подключается к существующим сетям 6–35 киловольт или вообще работает автономно, без подключения к внешним сетям, что полностью исключает эти расходы.

Кроме того, для крупной станции требуется огромный земельный участок, прохождение экологической экспертизы, общественных слушаний и многолетних процедур землеотвода. Газопоршневые же установки поставляются в блочно-модульном исполнении и размещаются на небольшой площадке — часто прямо на территории потребителя, например рядом с дата-центром. Это сокращает сроки реализации с нескольких лет до нескольких месяцев. Сама технология тоже проще: нет необходимости в сложных системах химводоочистки, золоудаления или парогенерации — достаточно подвести газ и систему охлаждения, и установка готова к работе.

Именно поэтому для таких энергоемких и чувствительных к времени подключения объектов, как дата-центры, распределенная генерация на базе газопоршневых двигателей становится не просто экономически целесообразной, а зачастую единственной реальной альтернативой.

Где взять генератор

— Насколько мы обеспечены собственным оборудованием для строительства малой генерации?

— У России есть собственные газовые и дизельные двигатели мощностью до одного мегаватта, но более крупные из них еще не прошли полный цикл опытно-промышленной эксплуатации. Честно скажем, еще не готовы для массового использования. Двигатели на четыре мегаватта и выше, необходимые для крупных ЦОД, серийно не производятся — проекты пока используют импортные решения.

При этом вся государственная энергетическая повестка по-прежнему сосредоточена на крупной генерации: АЭС, ТЭС. Предполагается, что именно они закроют растущий спрос на электроэнергию, в том числе со стороны цифровой экономики. Но и здесь нет полного импортозамещения. Значительная часть вспомогательного оборудования, систем автоматики, турбинных компонентов и энергетических модулей поставляется из-за рубежа, включая Китай. То есть зависимость сохраняется — просто она перемещается на другой уровень.

Именно поэтому мы считаем, что ключевым драйвером импортозамещения в энергомашиностроении должна стать не большая, а распределенная генерация. Этот сегмент обладает уникальным свойством: он быстро растет, гибок, мобилен и напрямую связан с конечным потребителем. Если создать стабильный, предсказуемый спрос на отечественные двигатели мощностью от одного до пяти мегаватт — через господдержку, льготное кредитование, упрощенное присоединение и приоритет при госзакупках, это даст машиностроительным предприятиям уверенность в инвестициях. Они смогут запустить серийное производство, отработать технологии, повысить качество и выйти на конкурентоспособный уровень.

Задача Ассоциации малой энергетики не просто продвигать распределенную генерацию как энергетическое решение, а создать рынок сбыта для российского оборудования. Мы видим в этом не только энергетическую, но и промышленную стратегию: формирование нового сектора отечественного машиностроения, способного обеспечивать внутренние потребности и в перспективе экспортировать технологии. Без спроса не будет предложения. А без распределенной генерации не будет и этого спроса.

— Не создается ли таким образом конкуренция большой энергетике и отечественным производителям больших газовых и паровых турбин?

— Мы не противопоставляем распределенную и большую энергетику. Речь идет о смене подходов. Десятилетиями действовала модель, когда крупная электростанция размещалась за сотни километров от потребителя, а для доставки энергии строились протяженные сети. Сейчас такая модель неэффективна.

Большая энергетика — это базовая нагрузка: она обеспечивает стабильное электроснабжение миллионов домохозяйств, промышленных гигантов, городов. Ее логика — масштаб, долгосрочность, низкая удельная стоимость при высоких капитальных затратах и сроках реализации в 5‒15 лет.

Распределенная генерация — это точечный, гибкий ответ на локальный спрос: дата-центры, ИИ-кластеры, удаленные месторождения, новые промышленные парки. Здесь важны скорость ввода мощности (6–18 месяцев), автономность, надежность питания и отсутствие зависимости от перегруженных сетей.

Эти сегменты не пересекаются. ЦОД не будет семь лет ждать подключения к новой ТЭС, а ТЭС не строится ради одного потребителя в 20 мегаватт.

Центры обработки данных не нуждаются в гигаваттах за тысячи километров. Им необходима надежная и доступная генерация поблизости с минимальными сетевыми затратами и приемлемыми сроками ввода. Современные газопоршневые и газотурбинные установки малой и средней мощности по эффективности уже сопоставимы с крупными ТЭС, а по скорости реализации и капитальным затратам кратно их превосходят.

— Звучат предложения перенести ЦОД в регионы, где есть избытки энергии, ограничив их строительство в Москве, например. Такая модель не работает?

— Расположение ЦОД привязано не только к энергетике, но и к телекоммуникациям. В Москве и Санкт-Петербурге есть развитая энергосистема, а также главные точки обмена трафиком, магистральные каналы связи. Задержки передачи данных минимальны. Если перенести ЦОД в Сибирь, любой запрос из Центральной России будет идти дольше. Скорость отклика в цифровом бизнесе критична.

Подключить ЦОД напрямую к ГЭС тоже не получится. По текущему регулированию крупная станция обязана всю произведенную электроэнергию продавать на оптовый рынок. Потреблять напрямую она может только на собственные нужды, то есть на работу своего технологического оборудования. Подключить к ней коммерческий ЦОД как стороннего потребителя по текущим правилам нельзя, даже если они стоят рядом.

Сам себе энергетик

— В каких отраслях предприятия сегодня переходят на малую генерацию?

— Вся металлургическая, химическая, горнодобывающая, сельскохозяйственная и пищевая отрасли промышленности ориентированы на строительство собственной генерации. Дело в том, что последние инициативы Министерства энергетики связаны с увеличением платежей для промышленности. Это касается и перехода на плату по максимальной мощности, и законопроекта по инфраструктуре, где хотят ввести ограничения на подключение к магистральным сетям. Компании не хотят попадать в зависимость от растущих платежей и административных барьеров.

— Главный барьер, который вы обозначаете, — сроки технологического присоединения. Почему это занимает два года и можно ли сократить этот срок?

— Правила технологического присоединения для объектов мощностью выше 670 киловатт регламентируются 861-м постановлением правительства. В нем срок подключения установлен до двух лет. На практике это всегда ровно два года, а часто и дольше. Сетевые компании не мотивированы подключать быстро — у них другие приоритеты.

При этом ЦОД мощностью 20–25 мегаватт строится примерно год. И бизнес хочет получить электроэнергию к моменту ввода объекта, а не через два года. Нормативная база устарела и не учитывает появление «ударной» нагрузки крупных, быстровозводимых объектов.

— Что именно нужно изменить в нормативной базе?

— Мы добиваемся исключения из технических условий избыточных мероприятий, которые сетевые компании навязывают без обоснованной технической необходимости и которые значительно увеличивают стоимость подключения. Заявитель должен получить право самостоятельно выполнять часть работ, в частности по оснащению устройствами противоаварийной автоматики и организации каналов связи.

Необходимо приоритетное подключение для проектов с высокой степенью готовности. Отказ от модели «первый подал — первый присоединен» в отношении ЦОД, объектов генерации, работающих совместно с ЦОД, и проектов, имеющих разрешение на строительство или права на землю.

Мы также настаиваем на сокращении предельных сроков техприсоединения с двух лет до 8–12 месяцев, чтобы синхронизировать подключение со сроками строительства дата-центров.

АМЭ уже участвовала в разработке дорожной карты по энергоинфраструктуре, соответствующее распоряжение правительства принято в ноябре 2025 года. Предложения ассоциации также включены в президентское поручение от 3 января 2026 года — «О подключении объектов до момента ввода в эксплуатацию».

Дело за малым. Атомом

— В письме АМЭ предлагает коммерциализировать проекты малых атомных станций. В качестве площадки для реализации проекта предлагается поселение Хатанга на Таймыре. Для чего?

— Хатанга — это изолированный энергорайон, не связанный с ЕЭС. Сейчас там дорогая дизельная генерация. При этом есть инфраструктура — порт, аэродром, промышленные потребители. Это идеальная «песочница» для пилотного проекта атомной станции малой мощности (АСММ).

На мой взгляд, уже наступает время для проработки возможности коммерциализации атомных станций малой мощности. Все наши ближайшие международные конкуренты находятся на разных стадиях разработки либо запуска таких объектов. «Росатом» тоже заявил о проекте «Шельф М» с параметрами 6–10 мегаватт, физический запуск пилотной станции планируется до 2030 года. То есть проект уже в такой степени готовности, что нужно не допустить ситуации, когда объект запустится, а возможности тиражирования и применения не изучены.

Поэтому в нашем обращении в правительство предлагается создать рабочую группу с привлечением разработчиков — НИКИЭТ, «ОКБМ Африкантов», — чтобы они дали реальную информацию по проектам: входные параметры, удельную стоимость производства и строительства, реальные сроки строительства, цену электроэнергии. Это необходимо, чтобы мы могли делать оценку и просчитывать проекты с применением данных технологий.

— В каком качестве в этих проектах может принять участие частный бизнес?

— Речь не идет о том, что частный бизнес будет строить сам агрегат. Но площадочные работы — от проектирования и подготовки площадки до монтажных, наладочных работ и сервисного обслуживания — могут выполнять частные инжиниринговые компании. Для этого нужно понимать, в каком виде продукт будет готов: привезут ли единый агрегат, который останется только разместить и подключить, или это будет комплект оборудования для сборки на месте. Этой подтвержденной информации пока нет. Именно поэтому нужно начинать работу уже сейчас, чтобы проработать возможность привлечения частного бизнеса на всех этапах и обеспечить коммерциализацию проекта.

— Нужны ли таким проектам прямые меры господдержки: льготные кредиты, субсидии?

— Да, нужны — но не в том виде, в каком они существуют сегодня. Бессмысленно предоставлять дешевое финансирование, если проект упирается не в стоимость капитала, а в регуляторные барьеры: отсутствие ясных правил подключения, неопределенность с категориями надежности, риск «зависнуть» на этапе согласований или столкнуться с отказом сетевой компании в приемке мощности.

Базовая мера поддержки — это гарантированный сбыт. Инвестор должен четко понимать: построив генерацию, он не останется один на один с проблемой сбыта электроэнергии или мощности. Необходим механизм, аналогичный продаже электроэнергии и мощности на оптовом рынке, но адаптированный под распределенную генерацию — особенно для объектов, обеспечивающих стратегические отрасли: дата-центры, ИИ-инфраструктуру, критическую цифровую нагрузку.

Что до высокой ключевой ставки — это уже не вопрос целевой поддержки, а проблема общей экономической политики. Если мы всерьез ставим цель развивать высокотехнологичные, энергоемкие отрасли, то должны создавать условия, сопоставимые с теми, что есть у наших глобальных конкурентов.

Возьмем Китай: там рост ВВП напрямую коррелирует с ростом энергопотребления — коэффициент близок к 1:1. Доступ к энергоинфраструктуре рассматривается не как издержка, а как двигатель экономического роста. У нас же в 2025 году, по официальным данным, выработка электроэнергии сократилась на 1,2 процента, при этом в отчетах рапортуют о росте экономики. Такая развязка между энергетикой и реальным сектором — тревожный сигнал. Она говорит о том, что либо рост искусственно «накручивается» за счет непроизводственных сфер, либо страна теряет энергоемкие, высокотехнологичные производства.

Поэтому поддержка распределенной генерации — это не просто про «дешевые кредиты». Это про создание предсказуемой, стимулирующей среды, где энергия становится инструментом развития, а не ограничителем.

ЦОД как двигатель экономики

— Вы подсчитывали, сколько потребуется инвестиций в малую генерацию, чтобы обеспечить трехкратный рост мощностей ЦОД?

— Если исходить из того, что дополнительная потребность ЦОД к 2030 году составит порядка пяти-семи гигаватт, а средняя удельная стоимость строительства энергоцентров сегодня около 100 тысяч рублей за киловатт, то совокупный объем инвестиций — примерно 700–800 миллиардов рублей. Верхняя граница — до триллиона рублей. Это грубая оценка, но она опирается на реальные цифры реализованных проектов и на те запросы, которые мы видим со стороны бизнеса. Это немаленький рынок, но он не откроется сам собой.

— Если ничего не менять, когда наступит критический момент?

— Он уже наступил. Мы уже столкнулись с проблемой оперативного технологического подключения центров обработки данных, и это уже влияет на экономику.

Из-за санкционных ограничений идет миграция IT-инфраструктуры с западных серверов на российские. Государственные и корпоративные данные консолидируются на отечественных облачных платформах. Параллельно растут нагрузки от систем искусственного интеллекта и новых вычислительных сред.

Сегодня дата-центр — это не просто склад серверов. Это стартовая площадка для целого класса технологий будущего: от 6G до промышленного искусственного интеллекта. Все ограничения по энергоснабжению ЦОД влияют не только на развитие отечественной IT-индустрии, но и непосредственно на государственные и частные корпорации. А в конечном счете на экономику в целом. Так что здесь обратная связь: не текущее состояние экономики влияет на строительство ЦОД, а нехватка своевременно подключенной энергии для ЦОД тормозит и снижает эффективность экономики.