Время меняет контуры

Уральская энергетика переживает масштабную инфраструктурную перестройку — от цифровизации сетевого комплекса до строительства пятого энергоблока Белоярской АЭС. В 2025 году энергокомпании адаптировались к изменению спроса, высокой ключевой ставке и росту тарифов, ускоряя программу модернизации, импортозамещения и повышения надежности энергоснабжения.

Нагрузка на сети

Крупные инвестиционные программы в 2025 году были реализованы в уральском электросетевом комплексе во многом из-за роста нагрузки и необходимости заранее готовить инфраструктуру под будущие точки потребления.

Рост инвестиций связан не только с обновлением действующих линий и вводом новых мощностей, но и с изменением самой структуры потребления. Екатеринбург и прилегающие Сысертский и Белоярский округа становятся зонами опережающего жилищного и промышленного строительства, что требует заранее закладывать усиление сетей 110 кВ, распределительных центров и питающих подстанций.

Синхронизация сетевых проектов с планами развития муниципалитетов становится ключевым условием устойчивости энергосистемы. «Схема и программа развития энергетики — документ стратегического значения. Все планы развития территорий должны быть синхронизированы с развитием энергетики»,— считает председатель комитета Свердловского областного союза промышленников и предпринимателей (СОСПП) по энергетике Юрий Шевелев. По его словам, энергетики уже наблюдают смещение точек нагрузки, что требует корректировки схемы сетевого планирования каждые два-три года.

Одним из наиболее показательных примеров стала Сысерть. Муниципалитет входит в число лидеров по темпам индивидуального жилищного строительства в Свердловской области, что приводит к резкому увеличению подключаемой мощности и росту нагрузки на сети распределения.

По оценке энергетиков, если темпы ввода жилья и развития промышленности сохранятся, в ближайшие два года потребуется расширение ряда питающих центров в Екатеринбурге, Сысерти и Белоярском округе, а также ускоренное развитие сетей 110/10 кВ на территории новых промышленных площадок.

Генерация в фазе обновления

Для уральской генерации 2025 год стал переходным: при сохранении устойчивой работы действующих станций отрасль начала крупнейший за десятилетие цикл модернизации.

Самым резонансным событием стал старт подготовительных работ к сооружению пятого энергоблока Белоярской АЭС с самым мощным в мире реактором на быстрых нейтронах БН-1200М. Проект, основанный на технологиях действующих блоков БН-600 и БН-800, реализуется по дорожной карте, утвержденной «Росатомом» в 2022 году. Первый бетон планируется залить в 2027 году, ввод в эксплуатацию намечен на 2035 год. Проект предполагает внедрение технологий замкнутого ядерного топливного цикла. «Это вклад региона в выполнение поручения главы государства — довести долю атомной генерации в энергобалансе страны до 25% к 2045 году»,— отметил губернатор Свердловской области Денис Паслер.

По оценке областных властей, строительство энергоблока станет драйвером социально-экономического развития трех муниципалитетов — Заречного, Новоуральска и Лесного, где параллельно формируются мастер-планы развития инфраструктуры. По оценкам Дениса Паслера, реализация проекта создаст до 6 тыс. рабочих мест и привлечет многомиллиардные инвестиции в экономику Свердловской области.

Высокую активность в 2025 году продемонстрировал сегмент тепловой генерации. На Среднеуральской ГРЭС (входит в ПАО «ЭЛ5-Энерго») завершилась модернизация турбогенератора №6. В результате обновления мощность турбины достигла 120 МВт. Проект стал вторым успешно реализованным в рамках программы КОММод после запуска обновленного турбоагрегата №7 в 2024 году. Обе турбины изготовлены российским производителем с полным циклом локализации оборудования и являются первыми завершенными проектами программы КОММод в регионе. Следующий этап — обновление блока №9 к 2028 году с увеличением мощности с 310 МВт до 330 МВт.

Модернизированные агрегаты становятся базой для покрытия растущих нагрузок Екатеринбурга и прилегающих промышленных зон.

Еще один центр модернизации — Рефтинская ГРЭС (входит в АО «Кузбассэнерго»), крупнейшая тепловая станция региона, где планируется повысить мощность блоков №1 и №4 с 300 МВт до 315 МВт каждый. В результате установленная мощность всей станции составит 3 830 МВт.

Генерирующие компании объясняют необходимость ускоренной модернизации несколькими факторами. Во-первых, растущий спрос со стороны сетевых компаний и промышленности требует более предсказуемого и гибкого режима генерации. Во-вторых, износ тепловых блоков, введенных в эксплуатацию в 1970–1980-х годах, повышает стоимость ремонтов и увеличивает риск технологических ограничений. В-третьих, федеральные требования по экологической отчетности и автоматизированному контролю выбросов требуют обновления систем котлотурбинного оборудования и внедрения цифровых инструментов управления.

Таким образом, год стал для уральской генерации точкой разворота от эксплуатации старой инфраструктуры к формированию нового технологического контура. Запуск атомного проекта федерального уровня, модернизация тепловых станций и внедрение цифровых инструментов выводят отрасль в фазу длительного инвестиционного цикла, который должен обеспечить региону стабильность энергоснабжения при растущем спросе.

Главный драйвер — цифровизация

2025 год стал одним из наиболее показательных для цифровой трансформации энергетики Урала: отрасль перешла от локальных проектов к системному внедрению цифровых и прогнозных решений во всех сегментах — от сетевого комплекса и генерации до энергосбытовой деятельности. Рост нагрузок, повышение требований к надежности и необходимость сокращения аварийных простоев сделали цифровые инструменты не дополнением, а ключевым элементом работы энергосистемы.

Одним из технологических прорывов стала автоматизированная система удаленного управления мощностью Артинских солнечных электростанций, внедренная филиалом АО «СО ЕЭС». Система позволила диспетчерам оперативно управлять режимами напряжения в сети 110 кВ и быстрее устранять последствия аварийных ситуаций, снижая риск перетоков и отклонений в режиме работы энергорайона. Фактически речь идет о первом в регионе кейсе интеграции ВИЭ в общую архитектуру управления сетью с применением цифровых алгоритмов.

«Россети Урал» активно развивали цифровой контур и на высоковольтных объектах: компания внедрила систему непрерывного дистанционного наблюдения за состоянием оборудования 110 кВ и отходящих сетей 10 кВ. Данные в режиме реального времени поступают в Центр управления сетями, что позволяет локализовать повреждение за минуты и восстанавливать электроснабжение без длительных технологических перерывов. В сочетании с автоматизированными системами диагностики это создает предпосылки для перехода сетевого комплекса на модель технического обслуживания по фактическому состоянию оборудования, снижая расходы и повышая предсказуемость отказов.

В тепловой генерации цифровизация затронула процессы планирования ремонтов и предупреждения аварий. Так, ПАО «Т Плюс» внедрило ИИ-модуль «Прогностика» на Академической ТЭЦ и Нижнетуринской ГРЭС. Система анализирует параметры работы котлотурбинного оборудования, выявляет зарождающиеся дефекты и предсказывает вероятность отказа задолго до критической точки. По данным компании, модуль уже позволил сократить время ремонта и снизить риск внеплановых отключений, что особенно важно в условиях высокой сезонной нагрузки и износа части оборудования.

По оценке отраслевых участников, технологии такого типа станут стандартом для всех крупных генерирующих активов в ближайшие три-пять лет.

Заметные изменения происходят и на рынке энергосбыта. Например, АО «Газпром энергосбыт Тюмень» продолжает развивать собственную цифровую экосистему «Торум» — платформу, объединяющую весь контур работы с клиентами, расчетно-кассовые операции и управление дебиторской задолженностью. За последние два года компания инвестировала более 1 млрд руб. в интеллектуальные системы учета, а доля потребителей, подключенных к автоматизированной системе, достигла 36%.

Внедрение интеллектуальных приборов учета позволяет не только формировать точные балансы потребления, но и дистанционно ограничивать подачу электроэнергии неплательщикам, автоматизировать расчеты и ускорять процессы урегулирования задолженности.

Общим трендом для всех участников отрасли становится переход от реактивной модели управления к прогнозной: технологии ИИ, автоматизации и цифровых двойников дают возможность рассчитывать режимы работы оборудования, оптимизировать потребление и планировать инвестиции в сеть с учетом динамики нагрузок. В перспективе именно цифровизация станет ключевым фактором повышения устойчивости энергосистемы Урала, где растущий спрос и территориальное расширение городов требуют качественно новых инструментов управления.

ЖКХ: модернизация в условиях износа

Коммунальная инфраструктура в 2025 году вновь стала одним из самых уязвимых сегментов уральской энергосистемы. В ряде муниципалитетов износ тепловых, водопроводных и канализационных сетей превышает 80%, что напрямую влияет на устойчивость поставок ресурсов и увеличивает риск технологических аварий. По оценкам энергетиков, именно состояние сетей ЖКХ сегодня формирует основные ограничения для дальнейшего роста потребления и развития жилищного строительства.

Прошедший год стал для региона одним из самых результативных по темпам обновления коммунальных систем. Подготовка к отопительному сезону 2025–2026 годов носила беспрецедентный по масштабам характер. В рамках государственной программы модернизации ЖКХ и региональных планов было отремонтировано более 32 тыс. км тепловых, водопроводных и канализационных сетей, обновлено свыше 1 тыс. котельных, обслуживающих жилищный фонд и объекты социальной сферы. Власти Свердловской области отмечают, что столь масштабная работа стала возможной благодаря синхронизации муниципальных программ, областного бюджета и планов сетевых и теплоснабжающих организаций.

Екатеринбург, как крупнейший потребитель тепловой энергии в регионе, впервые провел четыре серии гидравлических испытаний без отключения горячего водоснабжения, используя роботизированного дефектоскописта для обследования внутренних трубопроводов — технология, которая позволяет выявлять слабые участки до момента аварии. Город подготовил к сезону 169 теплоисточников, 467 центральных тепловых пунктов, заменил 26 км электрических сетей, а общая площадь выполненных внутридомовых ремонтов составила десятки тысяч квадратных метров.

На уровне Свердловской области сформированы 1066 аварийных бригад, в распоряжении которых находится более 1,5 тыс. единиц техники, а запас материально-технических ресурсов доведен до 100% нормативного уровня. Это позволяет оперативно устранять аварии и локализовывать последствия повреждений сетей в условиях зимних пиков нагрузки.

По словам энергетиков, качественное улучшение подготовки связано не только с увеличением объемов ремонтов, но и с изменением подходов к планированию. Первые лица региона неоднократно подчеркивали, что модернизация коммунальной инфраструктуры становится системным приоритетом. «Подготовка муниципалитетов вышла на качественно новый уровень»,— отметил глава региона Денис Паслер, подчеркивая, что работа по обновлению сетей ведется планомерно во всех муниципалитетах и должна быть увязана с темпами жилищного строительства и развитием промышленных площадок.

В энергетической отрасли считают, что дальнейшая стабилизация работы ЖКХ зависит от интеграции планов развития территорий с инвестиционными программами тепло- и электросетевых компаний. По данным комитета СОСПП по энергетике, в рамках госпрограммы до 2030 года в регионе запланирована модернизация более 2 тыс. объектов коммунальной инфраструктуры — от котельных и тепловых сетей до систем водоснабжения и очистных сооружений. Эти проекты должны снизить аварийность, уменьшить потери и обеспечить возможность для роста новых жилых микрорайонов.

Таким образом, несмотря на высокий уровень износа, 2025 год стал для коммунального комплекса Урала переходным: отрасль постепенно меняет модель от реагирования на последствия аварий к опережающему обновлению и использованию новых технологий диагностики. Эксперты считают, что при сохранении текущих темпов модернизации ЖКХ перестанет быть главным ограничителем развития энергетики региона уже в среднесрочной перспективе.

Финансовое давление и тарифные риски

Финансовая устойчивость энергетики стала одним из ключевых вызовов 2025 года. Несмотря на рост инвестиций в генерацию и сетевой комплекс, по данным Свердловскстата, около 70% предприятий, занимающихся обеспечением электроэнергией, газом и паром, завершили девять месяцев с общим убытком 4,17 млрд руб. Эксперты отмечают, что столь высокая доля убыточных организаций формирует риски для реализации долгосрочных инвестпрограмм и повышает зависимость отрасли от тарифной политики.

Убыточность — результат одновременного действия нескольких факторов. Во-первых, высокая ключевая ставка увеличивает стоимость заемного капитала для компаний, реализующих многолетние инфраструктурные проекты. Во-вторых, рост стоимости материалов, оборудования и логистики, связанный как с общим подорожанием стройматериалов, так и с издержками импортозамещения, делает техническое обслуживание и реконструкцию сетей более затратными. Сетевые и генерирующие компании подчеркивают, что переход на полностью российскую линейку оборудования требует перестройки цепочек поставок, что временно увеличивает стоимость модернизации.

Отдельным источником давления становится необходимость ускоренного обновления коммунальной инфраструктуры. Износ тепловых и водопроводных сетей в части муниципалитетов превышает 80%, что увеличивает объем ремонтных работ и приводит к росту операционных расходов. В таких условиях тарифная политика приобретает все более дискуссионный характер. «Любое увеличение тарифов должно сопровождаться снижением потерь и повышением качества услуг. Нельзя забывать об этом»,— подчеркнул председатель комитета СОСПП по энергетике Юрий Шевелев.

Для региональной экономики тарифная нагрузка имеет системный эффект: предприятия-потребители, особенно в промышленных зонах, включают рост энерготарифов в себестоимость продукции, что может усиливать инфляционное давление. В то же время недостаток финансирования ограничивает возможности сетевых компаний по расширению мощности в районах нового строительства, замедляя развитие территорий.

Эксперты добавляют, что финансовую устойчивость компаний осложняет и кадровый аспект: дефицит квалифицированных инженеров и операторов повышает расходы на обучение и привлечение персонала, а также увеличивает издержки на обеспечение непрерывности процессов.

В таких условиях, по оценке участников рынка, энергокомпании будут вынуждены активнее переходить на цифровые инструменты контроля и диагностики, позволяющие снижать эксплуатационные издержки, а также пересматривать сроки и приоритеты инвестпрограмм. Одновременно возрастает роль федеральных и региональных механизмов поддержки проектов модернизации, включая нацпроект «Инфраструктура для жизни» и программы импульсного обновления коммунального хозяйства.

Что ждет Урал в 2026 году

По оценкам участников рынка, 2026 год станет для уральской энергетики периодом технологического укрупнения и адаптации к новым нагрузкам. Рост потребления в Екатеринбурге, Сысерти, Белоярском и других активно развивающихся территориях требует опережающего расширения сетевой инфраструктуры, что уже заложено в проект Схемы и программы развития электроэнергетических систем России на 2026–2031 годы.

ПАО «Россети Урал» в следующем году продолжит реконструкцию подстанций Керамик, Сибирская, Свобода и Рассоха, от которых зависит надежность электроснабжения южных и юго-восточных районов Екатеринбурга и Белоярского городского округа. Эти узлы включены в перечень приоритетных проектов, поскольку обеспечивают подключение новых жилых микрорайонов, поддержку промышленных площадок и выравнивание режимов сети 110 кВ.

В числе проектов по развитию магистральных электрических сетей Свердловской области намечена техническая реновация с заменой автотрансформаторного оборудования на действующих подстанциях 220 кВ Салда, Первоуральская, Качканар.

По данным Системного оператора, к 2031 году потребление электроэнергии в регионе может вырасти до 47,7 млрд кВт·ч, что делает модернизацию питающих центров обязательным условием развития территории.

Параллельно в регионе продолжится реализация нацпроекта «Инфраструктура для жизни», предполагающего модернизацию коммунальных систем — строительство новых очистных сооружений, обновление котельных, перекладку тепловых и водопроводных сетей. Власти подчеркивают, что синхронизация энергетической и коммунальной инфраструктуры становится базовым требованием: без модернизации ЖКХ муниципалитеты не смогут обеспечить подключение к сетям новых жилых и промышленных объектов. В госпрограмму до 2030 года включена модернизация более 2 тыс. объектов коммунальной инфраструктуры, в том числе котельных, тепловых сетей и систем водоотведения, что должно снизить аварийность и сократить потери в сетях.

Экономическая динамика отрасли в 2026 году будет зависеть от нескольких внешних факторов: уровня ключевой ставки, темпов роста внутреннего спроса и доступности финансирования для крупных инфраструктурных проектов.

Участники рынка считают, что именно 2026 год станет переходным: энергетики будут завершать основной цикл модернизации, переводить часть оборудования на цифровые платформы и отстраивать новую модель управления нагрузками.

Несмотря на неоднородность сегментов, Урал сохраняет высокий уровень устойчивости энергосистемы и формирует основу для восстановительного и инвестиционного роста в среднесрочной перспективе.

Евгения Яблонская