Управление файлами cookie
Настройки файлов cookie
Файлы cookie, необходимые для корректной работы сайта, всегда включены. Другие файлы cookie можно настроить.
ОБЗОР / #8_2026
Чем питать Дальний Восток?
Текст: Людмила ПОДОБЕДОВА / Фото: Unsplash, Key Point Group, Википедия
Потребление электричества на Дальнем Востоке за пять лет выросло более чем на 20 %. Темп роста спроса на электроэнергию существенно превышает общероссийский. К 2030 году энергодефицит в этом регионе может составить до 5 ГВт. Эксперты рассказывают о том, что́ и когда построят в Дальневосточном федеральном округе (ДФО), во сколько это обойдется и будут ли учтены интересы бизнеса, населения и ЦОДов.
Рост электропотребления за 2020−2025 гг.
Прогноз роста электропотребления к 2031 г.
- 8323 МВтисторический максимум электропотребления ОЭС Востока (28.01.2026)
Дальний Восток строит заводы, осваивает месторождения и расширяет транспортные коридоры. Всем этим проектам нужна мощность — в конкретном месте и к определенному сроку. По оценкам Минэнерго Р Ф, потребление мощности на Дальнем Востоке к 2030 году может вырасти на 26,6% — до 10 ГВт по сравнению со средним показателем 2025 года (7,9 ГВт).
К сожалению, энергетическая инфраструктура не успевает за инвестиционными планами.
Согласно действующей Схеме и программе развития электроэнергетических систем России (СиПР) на Дальнем Востоке, официальный энергодефицит в ДФО к 2030 году составит 3,3 ГВт. На Восточном экономическом форуме (ВЭФ-2026) вице-премьер, представитель президента на Дальнем Востоке Юрий Трутнев признал, что план развития энергосистемы Дальнего Востока до 2030 года отстает от планов реализации новых инвестпроектов. «К 2030 году этот разрыв скажется на потенциале роста, если мы не решим эту проблему», — процитировал Ю. Трутнева РБК.
Сложностей добавляет и то, что ДФО — не единая энергосистема, внутри которой можно свободно перераспределять мощности: часть территорий работают в составе ОЭС Востока, Бурятия и Забайкалье — в ОЭС Сибири, а Камчатка, Магаданская область, Сахалин и Чукотка имеют изолированные энергосистемы. Поэтому нужны разные решения — от крупных электростанций и новых линий до локальной генерации и накопителей.
«Мы будем строить там большое количество гидроэлектростанций, и угольных электростанций, и атомных электростанций, кардинально вкладываться в сетевое хозяйство, строить линии постоянного тока, накопители», — пообещал министр энергетики Сергей Цивилев на Восточном экономическом форуме. По его словам, прирост спроса на электрическую энергию только за первую половину 2026 года на Дальнем Востоке составил более 4%, тогда как средняя по России цифра — 0,6%.
Министерство по развитию Дальнего Востока и Арктики и Минэнерго по поручению президента Владимира Путина разработали и в сентябре внесли в правительство Программу развития электроэнергетики Дальнего Востока на период до 2050 года.
«Развитие экономики Дальнего Востока не должно упираться в отсутствие электроэнергии. В базовом сценарии программы мы планируем увеличить генерирующие мощности Дальнего Востока с 19,4 ГВт в этом году до 26,9 ГВт в 2030 году и до 32,5 ГВт в 2036 году. Этого должно быть достаточно, чтобы полностью закрыть потребность макрорегиона в электроэнергии — с учетом уже заявленных и потенциальных проектов», — говорил ТАСС на ВЭФ-2026 глава Минвостокразвития Алексей Чекунков.
«Энергодефицит — следствие бурного экономического развития, поддерживаемого как институциональными мерами — прежде всего, условиями режима ТОР, так и экспортной переориентацией на Восток многих российских промышленных компаний. Очевидно, что сейчас планы развития энергетической инфраструктуры не поспевают за этими темпами. Полностью ликвидировать дефицит до 2030 года, до завершения строительства объектов генерации, технологически невозможно», — полагает директор «S+Консалтинг» Дмитрий Гомер. Он считает, что энергодефицит на Дальнем Востоке может быть нивелирован до 2040−2042 годов, и большой вклад в это внесут крупные АЭС и ПАТЭС. «Так, в Чукотском автономном округе на атомную генерацию придется 68−80% и выше, на Камчатке — 30−50%, в северных и западных изолированных районах Якутии — 80−100%», — прогнозирует Д. Гомер.
К сожалению, энергетическая инфраструктура не успевает за инвестиционными планами.
Согласно действующей Схеме и программе развития электроэнергетических систем России (СиПР) на Дальнем Востоке, официальный энергодефицит в ДФО к 2030 году составит 3,3 ГВт. На Восточном экономическом форуме (ВЭФ-2026) вице-премьер, представитель президента на Дальнем Востоке Юрий Трутнев признал, что план развития энергосистемы Дальнего Востока до 2030 года отстает от планов реализации новых инвестпроектов. «К 2030 году этот разрыв скажется на потенциале роста, если мы не решим эту проблему», — процитировал Ю. Трутнева РБК.
Сложностей добавляет и то, что ДФО — не единая энергосистема, внутри которой можно свободно перераспределять мощности: часть территорий работают в составе ОЭС Востока, Бурятия и Забайкалье — в ОЭС Сибири, а Камчатка, Магаданская область, Сахалин и Чукотка имеют изолированные энергосистемы. Поэтому нужны разные решения — от крупных электростанций и новых линий до локальной генерации и накопителей.
«Мы будем строить там большое количество гидроэлектростанций, и угольных электростанций, и атомных электростанций, кардинально вкладываться в сетевое хозяйство, строить линии постоянного тока, накопители», — пообещал министр энергетики Сергей Цивилев на Восточном экономическом форуме. По его словам, прирост спроса на электрическую энергию только за первую половину 2026 года на Дальнем Востоке составил более 4%, тогда как средняя по России цифра — 0,6%.
Министерство по развитию Дальнего Востока и Арктики и Минэнерго по поручению президента Владимира Путина разработали и в сентябре внесли в правительство Программу развития электроэнергетики Дальнего Востока на период до 2050 года.
«Развитие экономики Дальнего Востока не должно упираться в отсутствие электроэнергии. В базовом сценарии программы мы планируем увеличить генерирующие мощности Дальнего Востока с 19,4 ГВт в этом году до 26,9 ГВт в 2030 году и до 32,5 ГВт в 2036 году. Этого должно быть достаточно, чтобы полностью закрыть потребность макрорегиона в электроэнергии — с учетом уже заявленных и потенциальных проектов», — говорил ТАСС на ВЭФ-2026 глава Минвостокразвития Алексей Чекунков.
«Энергодефицит — следствие бурного экономического развития, поддерживаемого как институциональными мерами — прежде всего, условиями режима ТОР, так и экспортной переориентацией на Восток многих российских промышленных компаний. Очевидно, что сейчас планы развития энергетической инфраструктуры не поспевают за этими темпами. Полностью ликвидировать дефицит до 2030 года, до завершения строительства объектов генерации, технологически невозможно», — полагает директор «S+Консалтинг» Дмитрий Гомер. Он считает, что энергодефицит на Дальнем Востоке может быть нивелирован до 2040−2042 годов, и большой вклад в это внесут крупные АЭС и ПАТЭС. «Так, в Чукотском автономном округе на атомную генерацию придется 68−80% и выше, на Камчатке — 30−50%, в северных и западных изолированных районах Якутии — 80−100%», — прогнозирует Д. Гомер.
Крупные проекты, подключенные к сети в ДФО за последние пять лет *
Генерирующие мощности Дальнего Востока, ГВт
Электроэнергетический комплекс ДФО включает:
- Объединенную энергетическую систему (ОЭС) Востока,
- юго-восточную часть ОЭС Сибири,
- четыре технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы: Камчатского края, Магаданской и Сахалинской областей, Чукотского автономного округа.
ЦОДы
Спрос на электроэнергию возрастет и со стороны энергоемких цифровых проектов. Однако планы их размещения сталкиваются с теми же ограничениями сети и доступной генерации.
На ВЭФ‑2026 глава Республики Саха (Якутия), председатель комиссии Государственного совета РФ по энергетике Айсен Николаев оценивал дефицит мощности к 2030 году до 5 ГВт — с учетом перспективных проектов. Он имел в виду потребности не только промышленности, но и центров обработки данных (ЦОДов) мощностью до 2 ГВт, появления которых ждет в Якутии. Ведь в регионе есть запасы газа — надежного и недорогого топлива, и арктический климат снижает расходы на охлаждение серверов.
Потребности ЦОДов глобально не заложены в топливные балансы регионов ДФО, отмечает директор группы аналитики в энергетике консалтинговой компании Kept Сергей Роженко. «Это не удивительно, ведь пока подтвержденные планы строительства новых ЦОДов в регионе не идут ни в какое сравнение со стройками Москвы и Московской области, где сосредоточен основной потребитель ЦОДов. Для функционирования центров обработки данных, в том числе с ИИ, мало доступных и надежных источников энергии — нужна система передачи больших массивов данных в регион потребителя. Таких коммерчески доступных технологий пока нет в России. Скорее всего, ЦОДы на Дальнем Востоке будут расти не так активно, как в столице и окрестностях. Некоторые из них могут разместиться на газовых месторождениях в отдаленных регионах, другие сами построят распределенную генерацию», — полагает С. Роженко.
Key Point — первый коммерческий ЦОД на Дальнем Востоке, сертифицированный по Tier III. Это означает, что его системы электропитания и охлаждения можно планово обслуживать или заменять без остановки работающего ИТ-оборудования. Первая его очередь введена в эксплуатацию в феврале 2023 года. Его ИТ-мощность составляет 4,4 МВт — столько электроэнергии дата-центр способен выделить непосредственно на работу серверного оборудования. В планах — строительство второй очереди.
«РТК-ЦОД» в Хабаровском крае мощностью 4 МВт с надежностью Tier III планируется ввести в эксплуатацию в 2027 году.
В 2025 году «РусГидро», АФК «Система» и правительство Магаданской области заключили соглашение о создании ЦОДа мощностью до 150 МВт. Строительство уже начато, ввод планируется в 2027 году. Корпоративный ЦОД «Русгидро» должен появиться в Хакасии к 2028 году. Объект будет использоваться для обслуживания систем «умного» учета электроэнергии, прогнозных водно-энергетических алгоритмов и облачных сервисов.
Спрос на электроэнергию возрастет и со стороны энергоемких цифровых проектов. Однако планы их размещения сталкиваются с теми же ограничениями сети и доступной генерации.
На ВЭФ‑2026 глава Республики Саха (Якутия), председатель комиссии Государственного совета РФ по энергетике Айсен Николаев оценивал дефицит мощности к 2030 году до 5 ГВт — с учетом перспективных проектов. Он имел в виду потребности не только промышленности, но и центров обработки данных (ЦОДов) мощностью до 2 ГВт, появления которых ждет в Якутии. Ведь в регионе есть запасы газа — надежного и недорогого топлива, и арктический климат снижает расходы на охлаждение серверов.
Потребности ЦОДов глобально не заложены в топливные балансы регионов ДФО, отмечает директор группы аналитики в энергетике консалтинговой компании Kept Сергей Роженко. «Это не удивительно, ведь пока подтвержденные планы строительства новых ЦОДов в регионе не идут ни в какое сравнение со стройками Москвы и Московской области, где сосредоточен основной потребитель ЦОДов. Для функционирования центров обработки данных, в том числе с ИИ, мало доступных и надежных источников энергии — нужна система передачи больших массивов данных в регион потребителя. Таких коммерчески доступных технологий пока нет в России. Скорее всего, ЦОДы на Дальнем Востоке будут расти не так активно, как в столице и окрестностях. Некоторые из них могут разместиться на газовых месторождениях в отдаленных регионах, другие сами построят распределенную генерацию», — полагает С. Роженко.
Key Point — первый коммерческий ЦОД на Дальнем Востоке, сертифицированный по Tier III. Это означает, что его системы электропитания и охлаждения можно планово обслуживать или заменять без остановки работающего ИТ-оборудования. Первая его очередь введена в эксплуатацию в феврале 2023 года. Его ИТ-мощность составляет 4,4 МВт — столько электроэнергии дата-центр способен выделить непосредственно на работу серверного оборудования. В планах — строительство второй очереди.
«РТК-ЦОД» в Хабаровском крае мощностью 4 МВт с надежностью Tier III планируется ввести в эксплуатацию в 2027 году.
В 2025 году «РусГидро», АФК «Система» и правительство Магаданской области заключили соглашение о создании ЦОДа мощностью до 150 МВт. Строительство уже начато, ввод планируется в 2027 году. Корпоративный ЦОД «Русгидро» должен появиться в Хакасии к 2028 году. Объект будет использоваться для обслуживания систем «умного» учета электроэнергии, прогнозных водно-энергетических алгоритмов и облачных сервисов.
Первый на Дальнем Востоке коммерческий ЦОД
Вклад «Росатома»: от атома до ВИЭ
Глава «Росатома» Алексей Лихачев в интервью журналу «Эксперт» оценил возможный энергодефицит в регионе к 2030 году в 1,2 ГВт. Примерно треть (370 МВт) должны покрыть новые ветроэлектростанции «Росатома». «Ветроэнергетика позволяет быстрее вводить мощности и добавляет гибкости. АЭС создает фундамент для долгосрочного развития. Мы рассматриваем разные типы генерации как элементы одной системы», — подчеркнул А. Лихачев. Для «Росатома» принципиально, чтобы энергетика проектировалась вместе с промышленным и транспортным развитием. Тогда электростанция становится частью экономики региона.
Основные работы по строительству ВЭС «Росатома» на Дальнем Востоке должны начаться в конце 2026 года, поэтапный ввод в эксплуатацию запланирован на 2027−2029 годы, цитирует слова А. Лихачева Интерфакс.
Из крупных атомных мощностей в регионе готовится строительство Приморской и Хабаровской АЭС. Как уточнил А. Лихачев, на стройплощадке Приморской АЭС российские ученые уже приступили к отбору проб воды, воздуха, почвы, растений для определения исходного радиационного фона. Следующая ключевая веха — декабрь 2027 года, это прогноз заливки первого бетона по первому блоку. Первый энергоблок Приморской АЭС мощностью 1 ГВт должен быть введен к 2033 году, второй, аналогичной мощности, — к 2035‑му. В начале 2040‑х планируется строительство еще двух блоков по 600 МВт в Хабаровском крае. Таким образом, суммарная мощность двух АЭС составит 3,2 ГВт.
Также «Росатом» намерен ввести в эксплуатацию четыре менее мощных, но уникальных по исполнению плавучих атомных энергоблока на 424 МВт для энергоснабжения Баимского горно-обогатительного комбината на Чукотке.
Глава «Росатома» Алексей Лихачев в интервью журналу «Эксперт» оценил возможный энергодефицит в регионе к 2030 году в 1,2 ГВт. Примерно треть (370 МВт) должны покрыть новые ветроэлектростанции «Росатома». «Ветроэнергетика позволяет быстрее вводить мощности и добавляет гибкости. АЭС создает фундамент для долгосрочного развития. Мы рассматриваем разные типы генерации как элементы одной системы», — подчеркнул А. Лихачев. Для «Росатома» принципиально, чтобы энергетика проектировалась вместе с промышленным и транспортным развитием. Тогда электростанция становится частью экономики региона.
Основные работы по строительству ВЭС «Росатома» на Дальнем Востоке должны начаться в конце 2026 года, поэтапный ввод в эксплуатацию запланирован на 2027−2029 годы, цитирует слова А. Лихачева Интерфакс.
Из крупных атомных мощностей в регионе готовится строительство Приморской и Хабаровской АЭС. Как уточнил А. Лихачев, на стройплощадке Приморской АЭС российские ученые уже приступили к отбору проб воды, воздуха, почвы, растений для определения исходного радиационного фона. Следующая ключевая веха — декабрь 2027 года, это прогноз заливки первого бетона по первому блоку. Первый энергоблок Приморской АЭС мощностью 1 ГВт должен быть введен к 2033 году, второй, аналогичной мощности, — к 2035‑му. В начале 2040‑х планируется строительство еще двух блоков по 600 МВт в Хабаровском крае. Таким образом, суммарная мощность двух АЭС составит 3,2 ГВт.
Также «Росатом» намерен ввести в эксплуатацию четыре менее мощных, но уникальных по исполнению плавучих атомных энергоблока на 424 МВт для энергоснабжения Баимского горно-обогатительного комбината на Чукотке.
Проект гибридной электростанции, объединяющей солнечные батареи и ветрогенераторы
Солнце и ветер
В краткосрочной перспективе часть дефицита энергии планируется покрывать за счет объектов возобновляемой энергетики и систем накопления энергии. Средний срок строительства ВЭС и СЭС, по оценке профессора базовой кафедры возобновляемой энергетики РГУ им. Губкина Константина Ильковского, — 2−2,5 года.
В 2025 году прошел конкурсный отбор проектов возобновляемой энергетики общей мощностью 1,6 ГВт. Новый отбор аналогичных проектов будет обсуждаться в начале 2027 года, уточнил на полях ВЭФ-2026 глава «Системного оператора» Федор Опадчий.
Часть отобранных ранее ВИЭ-мощностей уже активно вводятся и строятся. В августе 2026 года «Юнигрин Энерджи» запустила в эксплуатацию крупнейшую солнечную электростанцию в России — Абагайтуйскую СЭС в Забайкальском крае на границе с Китаем установленной мощностью 120 МВт. С ее вводом суммарная установленная мощность солнечной генерации в энергосистеме Забайкальского края достигла 280 МВт. На полях ВЭФ‑2026 в сентябре прошел пуск новых гибридных объектов «Хевел Энергосервис» в якутских поселках Сангар и Усть-Куйга суммарной мощностью 12,9 МВт, где 3 МВт — солнечные модули. «Юнигрин Энерджи» в мае 2027 года запустит СЭС мощностью 540 МВт в Еврейской автономной области, к маю 2028 года — еще одну, на 600 МВт, в Амурской области, сообщил на ВЭФ‑2026 глава компании Игорь Шахрай. Общая оценка ввода ВИЭ-станций только от "Юнигрин Энерджи" на Дальнем Востоке в 2028 году — 1,2 ГВт установленной мощности.
АО "ГК "Электрощит" — ТМ Самара" совместно с УК «Новая энергия» реализуют проект строительства двух солнечных электростанций в Забайкальском крае — "Луговая" мощностью 141 МВт и "Полевая" мощностью 132 МВт, которые планируется ввести в строй в 2029 году. «РусГидро» планирует в ближайшие пять лет строительство АГЭК общей мощностью свыше 127 МВт в 80 населенных пунктах Якутии и Камчатского края (в том числе 29 МВт ВИЭ).
Правительственная комиссия по развитию электроэнергетики в июле 2026 года приняла решение о строительстве 250 МВт систем накопления энергии на Дальнем Востоке для покрытия дефицита мощности в энергосистеме региона, который прогнозируется на уровне 862 МВт к 2031 году, сообщил в ходе заседания комиссии Госсовета Р Ф по направлению «Энергетика» директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго России Андрей Максимов. Сроки их ввода обсуждаются с инвесторами, готовность реализовать такие проекты уже высказали «Росатом» и "Россети".
К. Ильковский оценивает потенциал развития систем накопителей на Дальнем Востоке до 2050 года в 6 ГВт. Именно их применение делает ВИЭ надежными, несмотря на сезонные колебания силы ветра и уровня инсоляции. К. Ильковский считает, что потенциал Солнца и ветра на Дальнем Востоке сильно недооценен. «В Хабаровском крае, на близлежащей к Советской гавани территории, КИУМ ветроустановок может достигать 50%. Ветропотенциал Находки — около 40%», — приводит он примеры.
Потенциал развития солнечной энергетики в ДФО можно оценить на примерах других районов. Например, годовая солнечная радиация в Чите примерно равна показателям в столице Турции Анкаре, в Улан-Удэ и Благовещенске она превышает показатели в Сочи и на черноморском побережье в болгарской Варне, а также примерно соответствует уровню итальянского города Римини. В Благовещенске — 240 безоблачных дней в году.
Значимый рост объема строительства ВИЭ-мощностей на Дальнем Востоке — следствие не только коротких сроков возведения таких станций, но и постепенного удешевления производимой ими энергии. По расчетам, которые на конференции «Совета производителей электроэнергии» 16 сентября привел Алексей Подколзин, генеральный директор «Силовых машин», нормированная стоимость электроэнергии (LCOE) с ветроэлектростанций в России в 2025 году снизилась на 27% в сравнении с уровнем 2017 года, а в абсолютном выражении — с 8,5 руб. до 6,2 руб. за 1 кВт·ч. Аналогичное снижение для солнечных электростанций составило 35% (11,1 руб. против 17,2 руб. за 1 кВт·ч). В те же сроки нормированная стоимость электроэнергии с парогазовых установок выросла в 2,5 раза (с 4,1 руб. до 10,2 руб. за 1 кВт·ч), а с паросиловых установок угольных ТЭС — почти вдвое (с 6,1 руб. до 12,1 руб. за 1 кВт·ч). Для АЭС этот показатель увеличился на 44% (до 11,2 руб. за 1 кВт·ч), а для малых ГЭС — на 47% (до 19,1 руб. за 1 кВт·ч).
Показатель LCOE отражает минимальную стоимость электроэнергии, при которой окупаются издержки всего инвестиционного цикла, от строительства мощностей до вывода из эксплуатации, включая капзатраты, операционные расходы, топливные издержки и дисконтирование, то есть приведение будущих затрат и выработки к текущей стоимости денег с учетом времени.
Камчатка — особый регион, где ставка делается на развитие геотермальной энергетики, которая уже сегодня обеспечивает около трети всей выработки электроэнергии в регионе. Здесь функционируют три геотермальные электростанции: Паужетская (12 МВт), Мутновская‑1 (50 МВт) и Верхне-Мутновская (12 МВт). В планах «РусГидро» к 2030 году — построить Мутновскую ГеоЭС‑2 общей мощностью 66,5 МВт.
В краткосрочной перспективе часть дефицита энергии планируется покрывать за счет объектов возобновляемой энергетики и систем накопления энергии. Средний срок строительства ВЭС и СЭС, по оценке профессора базовой кафедры возобновляемой энергетики РГУ им. Губкина Константина Ильковского, — 2−2,5 года.
В 2025 году прошел конкурсный отбор проектов возобновляемой энергетики общей мощностью 1,6 ГВт. Новый отбор аналогичных проектов будет обсуждаться в начале 2027 года, уточнил на полях ВЭФ-2026 глава «Системного оператора» Федор Опадчий.
Часть отобранных ранее ВИЭ-мощностей уже активно вводятся и строятся. В августе 2026 года «Юнигрин Энерджи» запустила в эксплуатацию крупнейшую солнечную электростанцию в России — Абагайтуйскую СЭС в Забайкальском крае на границе с Китаем установленной мощностью 120 МВт. С ее вводом суммарная установленная мощность солнечной генерации в энергосистеме Забайкальского края достигла 280 МВт. На полях ВЭФ‑2026 в сентябре прошел пуск новых гибридных объектов «Хевел Энергосервис» в якутских поселках Сангар и Усть-Куйга суммарной мощностью 12,9 МВт, где 3 МВт — солнечные модули. «Юнигрин Энерджи» в мае 2027 года запустит СЭС мощностью 540 МВт в Еврейской автономной области, к маю 2028 года — еще одну, на 600 МВт, в Амурской области, сообщил на ВЭФ‑2026 глава компании Игорь Шахрай. Общая оценка ввода ВИЭ-станций только от "Юнигрин Энерджи" на Дальнем Востоке в 2028 году — 1,2 ГВт установленной мощности.
АО "ГК "Электрощит" — ТМ Самара" совместно с УК «Новая энергия» реализуют проект строительства двух солнечных электростанций в Забайкальском крае — "Луговая" мощностью 141 МВт и "Полевая" мощностью 132 МВт, которые планируется ввести в строй в 2029 году. «РусГидро» планирует в ближайшие пять лет строительство АГЭК общей мощностью свыше 127 МВт в 80 населенных пунктах Якутии и Камчатского края (в том числе 29 МВт ВИЭ).
Правительственная комиссия по развитию электроэнергетики в июле 2026 года приняла решение о строительстве 250 МВт систем накопления энергии на Дальнем Востоке для покрытия дефицита мощности в энергосистеме региона, который прогнозируется на уровне 862 МВт к 2031 году, сообщил в ходе заседания комиссии Госсовета Р Ф по направлению «Энергетика» директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго России Андрей Максимов. Сроки их ввода обсуждаются с инвесторами, готовность реализовать такие проекты уже высказали «Росатом» и "Россети".
К. Ильковский оценивает потенциал развития систем накопителей на Дальнем Востоке до 2050 года в 6 ГВт. Именно их применение делает ВИЭ надежными, несмотря на сезонные колебания силы ветра и уровня инсоляции. К. Ильковский считает, что потенциал Солнца и ветра на Дальнем Востоке сильно недооценен. «В Хабаровском крае, на близлежащей к Советской гавани территории, КИУМ ветроустановок может достигать 50%. Ветропотенциал Находки — около 40%», — приводит он примеры.
Потенциал развития солнечной энергетики в ДФО можно оценить на примерах других районов. Например, годовая солнечная радиация в Чите примерно равна показателям в столице Турции Анкаре, в Улан-Удэ и Благовещенске она превышает показатели в Сочи и на черноморском побережье в болгарской Варне, а также примерно соответствует уровню итальянского города Римини. В Благовещенске — 240 безоблачных дней в году.
Значимый рост объема строительства ВИЭ-мощностей на Дальнем Востоке — следствие не только коротких сроков возведения таких станций, но и постепенного удешевления производимой ими энергии. По расчетам, которые на конференции «Совета производителей электроэнергии» 16 сентября привел Алексей Подколзин, генеральный директор «Силовых машин», нормированная стоимость электроэнергии (LCOE) с ветроэлектростанций в России в 2025 году снизилась на 27% в сравнении с уровнем 2017 года, а в абсолютном выражении — с 8,5 руб. до 6,2 руб. за 1 кВт·ч. Аналогичное снижение для солнечных электростанций составило 35% (11,1 руб. против 17,2 руб. за 1 кВт·ч). В те же сроки нормированная стоимость электроэнергии с парогазовых установок выросла в 2,5 раза (с 4,1 руб. до 10,2 руб. за 1 кВт·ч), а с паросиловых установок угольных ТЭС — почти вдвое (с 6,1 руб. до 12,1 руб. за 1 кВт·ч). Для АЭС этот показатель увеличился на 44% (до 11,2 руб. за 1 кВт·ч), а для малых ГЭС — на 47% (до 19,1 руб. за 1 кВт·ч).
Показатель LCOE отражает минимальную стоимость электроэнергии, при которой окупаются издержки всего инвестиционного цикла, от строительства мощностей до вывода из эксплуатации, включая капзатраты, операционные расходы, топливные издержки и дисконтирование, то есть приведение будущих затрат и выработки к текущей стоимости денег с учетом времени.
Камчатка — особый регион, где ставка делается на развитие геотермальной энергетики, которая уже сегодня обеспечивает около трети всей выработки электроэнергии в регионе. Здесь функционируют три геотермальные электростанции: Паужетская (12 МВт), Мутновская‑1 (50 МВт) и Верхне-Мутновская (12 МВт). В планах «РусГидро» к 2030 году — построить Мутновскую ГеоЭС‑2 общей мощностью 66,5 МВт.
Дальний Восток — лидер среди регионов страны по строительству электроэнергетических объектов
- 60 проектовкрупной генерации и электросетевого комплекса в планах 2026 года
- Более 4,3 трлн руб.суммарный объем инвестиций
* По данным исследования Infoline-Аналитики, 250 крупнейших инвестиционных проектов в электроэнергетике РФ. Проекты 2026−2029 годов.
А что с традиционной энергетикой?
До 2030 года планируется ввести 8,3 ГВт новых тепловых электростанций, включая 3,5 ГВт угольной и 1,9 ГВт газовой генерации — об этом рассказал ТАСС в рамках Восточного экономического форума министр по развитию Дальнего Востока и Арктики Алексей Чекунков. Всего генсхемой размещения объектов электроэнергетики до 2042 года предусмотрено 2,7 ГВт мощностей газовой генерации. Протяженность ЛЭП должна вырасти на 6 тыс. км. До 2042 года построят еще 4 тыс. км электросетей.
До 2030 года планируется ввести 8,3 ГВт новых тепловых электростанций, включая 3,5 ГВт угольной и 1,9 ГВт газовой генерации — об этом рассказал ТАСС в рамках Восточного экономического форума министр по развитию Дальнего Востока и Арктики Алексей Чекунков. Всего генсхемой размещения объектов электроэнергетики до 2042 года предусмотрено 2,7 ГВт мощностей газовой генерации. Протяженность ЛЭП должна вырасти на 6 тыс. км. До 2042 года построят еще 4 тыс. км электросетей.
Маяк Токаревского, Дальний Восток
Миллиарды евро для АЭС «Фламанвиль»
В программе развития электроэнергетики Дальнего Востока на период до 2050 года особо отмечается важность повышения эффективности использования имеющихся мощностей. Для этого предлагается провести инвентаризацию уровня загрузки центров питания, снять ограничения мощности действующих ТЭС в целях высвобождения резервов для новых инвестиционных проектов и продления срока службы генерирующих объектов. Для промышленных потребителей планируется ввести принцип «бери или плати», в том числе с целью эффективной корректировки резервирования мощности.
«Когда мы говорим о большой стройке и модернизации в этом регионе, то учитываем не только рост спроса, но и (в первую очередь) скорое выбытие тех мощностей, чей срок эксплуатации уже на исходе. Строящиеся объекты должны заместить электростанции советского периода либо расширить их мощности», — считает С. Роженко.
В программе развития электроэнергетики Дальнего Востока на период до 2050 года особо отмечается важность повышения эффективности использования имеющихся мощностей. Для этого предлагается провести инвентаризацию уровня загрузки центров питания, снять ограничения мощности действующих ТЭС в целях высвобождения резервов для новых инвестиционных проектов и продления срока службы генерирующих объектов. Для промышленных потребителей планируется ввести принцип «бери или плати», в том числе с целью эффективной корректировки резервирования мощности.
«Когда мы говорим о большой стройке и модернизации в этом регионе, то учитываем не только рост спроса, но и (в первую очередь) скорое выбытие тех мощностей, чей срок эксплуатации уже на исходе. Строящиеся объекты должны заместить электростанции советского периода либо расширить их мощности», — считает С. Роженко.
Бурейская ГЭС — крупнейшая на Дальнем Востоке
Газовая Хабаровская ТЭЦ‑4 электрической мощностью 410 МВт и тепловой 1389,8 Гкал/ч должна заменить построенную в 1954 году угольную Хабаровскую ТЭЦ‑1 мощностью 435 МВт. Новая станция будет использовать современную, наиболее эффективную парогазовую технологию, а отсутствие угольной пыли станет бонусом для экологии региона.
ТЭЦ‑4 в Хабаровске — один из шести проектов «РусГидро» в рамках государственной программы по развитию тепловой электроэнергетики Дальнего Востока. Один из проектов компании — строящаяся Артемовская ТЭЦ‑2 в Приморском крае мощностью 440 МВт, ввод которой ожидается в 2026 году. Она заменит угольную Артемовскую ТЭЦ (400 МВт), введенную в 1936 году.
Якутская ГРЭС‑2 (вторая очередь/Туймаада ТЭЦ) заместит Якутскую ГРЭС мощностью 170 МВт и 661 Гкал/ч, действующую с 1971 года. Станцию обещают ввести в строй к 2027 году, ее электрическая мощность — 160 МВт, тепловая — 280 Гкал/ч.
Владивостокская ТЭЦ‑2 мощностью 559 МВт, работающая в Приморском крае с 1970 года, проходит масштабную модернизацию объемом 360 МВт. Меняются на современные три турбоагрегата по 120 МВт каждый и три котлоагрегата по 190 Гкал/ч. В результате электрическая мощность станции вырастет до 574 Мвт к 2028 году. Партизанская ГРЭС в Приморском крае планирует расширение на 280 МВт к концу 2026 года. (Нынешняя станция с таким названием введена в 1954 году.) Основной потребитель новых мощностей — РЖД.
Нерюнгринскую ГРЭС в Якутии к концу 2027 года обещают расширить на 450 МВт, построив два энергоблока по 225 МВт каждый. Мощность первой очереди станции, работающей с 1983 года, — 570 МВт. Расширение даст возможность развития угледобывающим и перерабатывающим компаниям Южно-Якутского угольного бассейна, объектам транспорта и нефтепроводам.
«Интер РАО» планирует в 2028 году ввести в строй Новоленскую газовую ТЭС из трех энергоблоков общей мощностью 555 МВт. Станция обеспечит электроэнергией Восточный полигон и ряд крупных промышленных и логистических компаний. Дополнительно планируется построить 207 км магистрального газопровода для ее обеспечения газом и около 800 км линий ЛЭП.
В 2029 году достроят 4‑й и 5‑й энергоблоки Харанорской ГРЭС общей установленной мощностью 460 МВт. Эта станция «Интер РАО" — крупнейшая тепловая в Восточном Забайкалье и самая мощная в Забайкальской энергосистеме: общая мощность трех ее действующих энергоблоков — 665 МВт. Основные потребители — предприятия горнодобывающей промышленности, железнодорожный транспорт и сельское хозяйство.
Бо́льшая часть уже анонсированных к строительству и модернизации ТЭЦ, ТЭС и ГРЭС будет работать на газе, что даст значимый экологический эффект. Ресурсной базой природного газа для ДФО названы месторождения Иркутской области (Ковыктинское), Республики Саха (Якутия) (Чаяндинское, «Чонский проект») и Сахалинской области (проекты «Сахалин‑1», «Сахалин‑2» и "Сахалин‑3″). Суммарный объем добычи газа должен вырасти с 78 млрд м3 в 2025 году до 136,6 млрд м3 в 2035 году.
Для этого предусмотрены ускоренная разработка месторождений сахалинского шельфа, строительство регазификационного комплекса в Камчатском крае, газопровода-перемычки между газопроводами «Сила Сибири» и "Сахалин — Хабаровск — Владивосток", а также подведение газотранспортной инфраструктуры к территориям Бурятии и Забайкальского края в рамках проекта «Сила Сибири‑2».
Среди других крупных проектов предусмотрено строительство шести гидроэлектростанций общей мощностью 3,77 ГВт до 2042 года.
Еще один возможный способ покрытия энергодефицита в ДФО до 2030 года — не выводить в плановые сроки некоторые мощности тепловой энергетики, в том числе те, где установлено импортное оборудование из недружественных стран. Минэнерго предложило пока продолжить эксплуатацию газотурбинных установок иностранного производства мощностью 43 МВт на Якутской ГРЭС, а также ГТУ мощностью 123 МВт на Якутской ГРЭС‑2. Также ведомство считает целесообразным продлить ресурс эксплуатации двух ГТУ суммарной мощностью 93 МВт на ТЭЦ «Восточная» и оборудования мощностью 200 МВт на Артемовской ТЭЦ.
ТЭЦ‑4 в Хабаровске — один из шести проектов «РусГидро» в рамках государственной программы по развитию тепловой электроэнергетики Дальнего Востока. Один из проектов компании — строящаяся Артемовская ТЭЦ‑2 в Приморском крае мощностью 440 МВт, ввод которой ожидается в 2026 году. Она заменит угольную Артемовскую ТЭЦ (400 МВт), введенную в 1936 году.
Якутская ГРЭС‑2 (вторая очередь/Туймаада ТЭЦ) заместит Якутскую ГРЭС мощностью 170 МВт и 661 Гкал/ч, действующую с 1971 года. Станцию обещают ввести в строй к 2027 году, ее электрическая мощность — 160 МВт, тепловая — 280 Гкал/ч.
Владивостокская ТЭЦ‑2 мощностью 559 МВт, работающая в Приморском крае с 1970 года, проходит масштабную модернизацию объемом 360 МВт. Меняются на современные три турбоагрегата по 120 МВт каждый и три котлоагрегата по 190 Гкал/ч. В результате электрическая мощность станции вырастет до 574 Мвт к 2028 году. Партизанская ГРЭС в Приморском крае планирует расширение на 280 МВт к концу 2026 года. (Нынешняя станция с таким названием введена в 1954 году.) Основной потребитель новых мощностей — РЖД.
Нерюнгринскую ГРЭС в Якутии к концу 2027 года обещают расширить на 450 МВт, построив два энергоблока по 225 МВт каждый. Мощность первой очереди станции, работающей с 1983 года, — 570 МВт. Расширение даст возможность развития угледобывающим и перерабатывающим компаниям Южно-Якутского угольного бассейна, объектам транспорта и нефтепроводам.
«Интер РАО» планирует в 2028 году ввести в строй Новоленскую газовую ТЭС из трех энергоблоков общей мощностью 555 МВт. Станция обеспечит электроэнергией Восточный полигон и ряд крупных промышленных и логистических компаний. Дополнительно планируется построить 207 км магистрального газопровода для ее обеспечения газом и около 800 км линий ЛЭП.
В 2029 году достроят 4‑й и 5‑й энергоблоки Харанорской ГРЭС общей установленной мощностью 460 МВт. Эта станция «Интер РАО" — крупнейшая тепловая в Восточном Забайкалье и самая мощная в Забайкальской энергосистеме: общая мощность трех ее действующих энергоблоков — 665 МВт. Основные потребители — предприятия горнодобывающей промышленности, железнодорожный транспорт и сельское хозяйство.
Бо́льшая часть уже анонсированных к строительству и модернизации ТЭЦ, ТЭС и ГРЭС будет работать на газе, что даст значимый экологический эффект. Ресурсной базой природного газа для ДФО названы месторождения Иркутской области (Ковыктинское), Республики Саха (Якутия) (Чаяндинское, «Чонский проект») и Сахалинской области (проекты «Сахалин‑1», «Сахалин‑2» и "Сахалин‑3″). Суммарный объем добычи газа должен вырасти с 78 млрд м3 в 2025 году до 136,6 млрд м3 в 2035 году.
Для этого предусмотрены ускоренная разработка месторождений сахалинского шельфа, строительство регазификационного комплекса в Камчатском крае, газопровода-перемычки между газопроводами «Сила Сибири» и "Сахалин — Хабаровск — Владивосток", а также подведение газотранспортной инфраструктуры к территориям Бурятии и Забайкальского края в рамках проекта «Сила Сибири‑2».
Среди других крупных проектов предусмотрено строительство шести гидроэлектростанций общей мощностью 3,77 ГВт до 2042 года.
Еще один возможный способ покрытия энергодефицита в ДФО до 2030 года — не выводить в плановые сроки некоторые мощности тепловой энергетики, в том числе те, где установлено импортное оборудование из недружественных стран. Минэнерго предложило пока продолжить эксплуатацию газотурбинных установок иностранного производства мощностью 43 МВт на Якутской ГРЭС, а также ГТУ мощностью 123 МВт на Якутской ГРЭС‑2. Также ведомство считает целесообразным продлить ресурс эксплуатации двух ГТУ суммарной мощностью 93 МВт на ТЭЦ «Восточная» и оборудования мощностью 200 МВт на Артемовской ТЭЦ.
Якутская ГРЭС-2
Откуда брать деньги?
Для привлечения инвестиций в гидроэнергетику правительство рассматривает возможность восстановления механизма долгосрочного возврата инвестиций в генерирующие мощности — ДПМ ГЭС, анонсировал на ВЭФ-2026 А. Чекунков. Среди других мер поддержки энергопроектов обсуждаются авансирование средств, которые будут закладываться в тарифы для потребителей, еще до ввода объектов в эксплуатацию, выпуск энергокомпаниями инфраструктурных облигаций, позволяющих привлекать капитал по ставкам ниже банковского кредитования, включение в смету расходов на защиту от БПЛА.
Еще один источник средств — дальневосточная надбавка, которую решено продлить до 2035 года, что заложено в Стратегии социально-экономического развития ДФО до 2030 года с прогнозом до 2036 года. До 50% привлекаемых за счет этого механизма средств будет направляться на развитие электроэнергетики в изолированных системах Камчатки, Чукотки, Сахалина и Магаданской области.
Речь идет о надбавке к цене на мощность для потребителей в европейской части России, на Урале и в Сибири, за счет которой снижаются тарифы на электроэнергию на Дальнем Востоке. Средства с рынка ОРЭМ поступают в региональные бюджеты, а оттуда распределяются между гарантирующими поставщиками и энергосбытовыми компаниями. В первом полугодии 2026 года энергокомпании Дальнего Востока получили 39,7 млрд руб. госсубсидий против 32 млрд руб за тот же период 2025 года.
Для привлечения инвестиций в гидроэнергетику правительство рассматривает возможность восстановления механизма долгосрочного возврата инвестиций в генерирующие мощности — ДПМ ГЭС, анонсировал на ВЭФ-2026 А. Чекунков. Среди других мер поддержки энергопроектов обсуждаются авансирование средств, которые будут закладываться в тарифы для потребителей, еще до ввода объектов в эксплуатацию, выпуск энергокомпаниями инфраструктурных облигаций, позволяющих привлекать капитал по ставкам ниже банковского кредитования, включение в смету расходов на защиту от БПЛА.
Еще один источник средств — дальневосточная надбавка, которую решено продлить до 2035 года, что заложено в Стратегии социально-экономического развития ДФО до 2030 года с прогнозом до 2036 года. До 50% привлекаемых за счет этого механизма средств будет направляться на развитие электроэнергетики в изолированных системах Камчатки, Чукотки, Сахалина и Магаданской области.
Речь идет о надбавке к цене на мощность для потребителей в европейской части России, на Урале и в Сибири, за счет которой снижаются тарифы на электроэнергию на Дальнем Востоке. Средства с рынка ОРЭМ поступают в региональные бюджеты, а оттуда распределяются между гарантирующими поставщиками и энергосбытовыми компаниями. В первом полугодии 2026 года энергокомпании Дальнего Востока получили 39,7 млрд руб. госсубсидий против 32 млрд руб за тот же период 2025 года.
Строительство и модернизация тепловых мощностей ДФО до 2030 г.
Планы ввода ГЭС в ДФО до 2042 года
ДРУГИЕ МАТЕРИАЛЫ