ИИ и энергетика
Старший вице-президент, руководитель блока Технологическое развитие Сбербанка А. Белевцев представил доклад на тему «Образ будущего электроэнергетики», проанализировав влияние активного внедрения технологий искусственного интеллекта во все сферы жизни на развитие энергетики.А. Белевцев отметил качественное изменение систем ИИ – если раньше модели ИИ были узкими, специализированными под обработку и классификацию данных, то сейчас генеративный ИИ широко работает с текстом, видео, звуком, программным кодом, что позволяет строить агентные системы, которые способны самостоятельно достигать цели в сложных условиях. В отличие от узких моделей прошлого решение недетерминированных задач кратно увеличивает потребность в вычислениях, а значит и в энергии.
«По сути, сейчас мы на пороге того, чтобы начать конвертировать энергию в те действия, которые раньше делал человек напрямую, с определенными коэффициентами потери преобразования, естественно. И это новая эпоха в экономике, основанная на энергетике», – отметил А. Белевцев.
В России рынок решений на основе генеративного ИИ сравнительно небольшой (по итогам 2025 г. около 58 млрд руб.), но он активно растет и в ближайшие 5 лет может достичь 778 млрд руб., причем эта оценка, вероятно,занижена. Общий объем подключенной мощности ЦОД в России составляет около 3 ГВт, а без учета майнинга – 1,5 ГВт. По прогнозу Минцифры и Аналитического центра при правительстве РФ, к 2030 г. энергопотребление ЦОД в России вырастет минимум до 2,5 ГВт.
Технологии ИИ для электроэнергетики формируют нового потребителя со своей спецификой – высоким и неравномерным энергопотреблением. А. Белевцев отметил сложность построения энергосистем, которые могли бы справляться с экспоненциально растущей нагрузкой со стороны ИИ, причем делать это экономически эффективно. И здесь проявляется другая сторона взаимовлияния ИИ и энергетики – оптимизация энергосистемы с помощью инструментов ИИ. Это уже происходит – инструменты ИИ используются практически на всех этапах жизненного цикла объектов энергетики (в моделировании, проектировании, в ходе всего инженерного цикла, в управлении активами, поддержке, обучении персонала).
АЭС сегодня и завтра
Глава госкорпорации Росатом А. Лихачев обозначил основные задачи атомной энергетики России на ближайшие годы и более отдаленную перспективу. Согласно Энергостратегии-2050, доля атомной энергетики в энергобалансе России должна вырасти с 20% до 25%, что потребует строительства новых энергоблоков. Согласно генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2042 г., предусмотрено строительство 38 энергоблоков АЭС, что превышает количество работающих сейчас в промышленном режиме (33 энергоблока). Общая мощность вновь вводимых энергоблоков составит 29,3 ГВт, среди них будут:- 18 блоков поколения III+ на тепловых нейтронах (активно тиражируемые ВВЭР-1000, ВВЭР-1200, а также новые ВВЭР-ТОИ, ВВЭР-С600),
- 9 блоков поколения IV на быстрых нейтронах (БРЕСТ-ОД-300, его развитие БР-1200 и БН-1200),
- 11 АЭС малой мощности (плавучие и наземные энергоблоки с реакторами РИТМ-200 и РИТМ-400, а также Шельф-М).
Проверенными ВВЭР развитие атомной энергетики не ограничивается – рост доли атомной генерации невозможен без развития новых технологий, это в т.ч. отражено в Энергеостратегии-2050 г.
«Согласно документу, в числе ключевых задач атомной энергетики – разработка и внедрение технологий реакторов на быстрых нейтронах и замкнутого ядерного топливного цикла, создание линейки энергоблоков атомных электростанций малой и средней мощности для промышленной эксплуатации, в т.ч. на удаленных и труднодоступных территориях», – сказал Алексей Лихачев.
Росатом продолжает работы по формированию атомной энергетики IV поколения, основанной на системах с реакторами на быстрых нейтронах с замкнутым ядерным топливным циклом (ЗЯТЦ), которые обеспечат естественную безопасность, расширят топливную базу и решат проблему накопления отработавшего ядерного топлива (ОЯТ).
Строительство опытно-демонстрационного энергокомплекса (ОДЭК, проект «Прорыв») для отработки технологий IV поколения продолжается. Физический пуск реактора БРЕСТ ОД 300 в составе ОДЭК ожидается на рубеже 2027 и 2028 гг., на 2030 г. намечен запуск модуля по переработке облученного топлива. Вместе с уже действующим модулем по производству (фабрикации/рефабрикации) смешанного нитридного уран-плутониевого (СНУП) топлива это означает фактическое формирование экосистемы IV поколения, которую Росатом в дальнейшем намерен масштабировать.
Направление АЭС малой мощности (АСММ) Росатом рассматривает как одно из приоритетных, не считая при этом вероятной конкуренцию между АЭС большой и малой мощности. В энергосистемах АЭС большой мощности играют роль базовой генерации с прогнозируемой стоимостью, тогда как АСММ выступают точечными решениями для обеспечения устойчивого электро- и теплоснабжения в труднодоступных удаленных районах и прибрежных территориях (в плавучем исполнении).
Референтными решениями в портфеле АЭС малой мощности у Росатома являются плавучие энергоблоки с реакторами РИТМ-200М/С (арктическое/тропическое исполнение) и наземные АСММ на базе РИТМ 200Н/400Н. На стадии проектирования находится АСММ Шельф-М электрической мощностью до 10 МВт. Еще один перспективный проект на стадии разработки – атомная термоэлектрическая станция теплоснабжения (АТСТ) Елена-АМ с прямым (бестурбинным) преобразованием энергии (тепловая мощность до 14 МВт и до 1 МВт электрическая).
Росатом работает и над новыми направлениями, такими как атомная энергетика для освоения космоса (ракетные плазменные двигатели нового типа и необслуживаемые атомные источники с прямым преобразованием энергии) и термоядерная энергетика (как российские проекты, так и в рамках международного проекта ИТЭР).
А. Лихачев отметил, что несмотря на внешнее давление за последние годы Россия не только полностью сохранила свое участие, но усилила влияние в проекте ИТЭР. По другим зарубежным проектам участие России искусственно ограничивается. В частности, А. Лихачев отметил ненадежность западных партнеров и прямые угрозы поставщикам Росатома, приведя пример Siemens, которая не выдержала угроз и отказалась поставлять КРУЭ на АЭС Аккую в Турции. Однако решения Siemens были заменены российскими, китайскими решениями и решениями из других стран, и Росатом рассчитывает на запуск 1го энергоблока АЭС Аккую в 2026 г.
Опережающее развитие энергосистем
Мировой опыт опережающего развития энергосистем для обеспечения экономического роста проанализировала председатель наблюдательного совета Ассоциации «Совет производителей энергии» А. Панина.Данные и прогнозы МЭА, IRENA и Bloomberg NEF показывают, что установленная мощность в мире увеличилась в 2,9 раза в период с 2020 до 2024 гг., составив 10 250 ГВт. По наиболее реалистичному сценарию «Текущая траектория», базирующемуся на официально принятых планах развития, к 2050 г. установленная мощность вырастет в 2,8 раза, до 28 933 ГВт (по другим сценариям, рост будет еще больше). Развиваться будут все виды генерации с ускоренным вводом возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и систем накопления энергии (СНЭ).
Мировое энергопотребление также увеличивается – в 2025 г. показатель по миру в целом вырос на 3,0% к 2024 г., в период до 2030 г. ожидается ускорение темпов роста до 3,6% в год. Мировые прогнозы до 2035/2040 гг. ежегодного прироста варьируются от 2,2% по консервативным ожиданиям до 4,7% по наиболее оптимистичным, а в качестве базового прогноза А. Панина привела оценку в 3,5% годового прироста. К 2050 г. в базовом сценарии потребление удвоится. Такая тенденция создает потребность в строительстве новых генерирующих мощностей и развитии сетей при одновременном сохранении конкурентоспособных цен на электроэнергию.
Меры по повышению эффективности электроэнергетики А. Панина разделила на 2 категории:
- применимые до формирования цены (государственное финансирование НИОКР, доступность собственных технологий, налоговые преференции, льготное кредитование, обеспеченность энергоресурсами),
- действующие на этапе после формирования цены (бюджетное финансирование, субсидии на электроэнергию для энергоемких отраслей, поддержка энергоэффективности).
ЕС также использует налоговые льготы по направлениям, рассматриваемым как приоритетные, применяется финансирование через ESG-фонды и облигации. При этом энергетический кризис 2021-2022 гг. потребовал значительного бюджетного финансирования, на смягчение последствий страны ЕС за эти 2 года потратили 650 млрд евро.
Развитие энергосистем, по мнению А. Паниной, требует использования современных технологий, дополняющих действующие модели функционирования энергосистем во всех сегментах – газовой, угольной, атомной, ГЭС и ГАЭС, ВИЭ, СНЭ, вплоть до водородной энергетики и систем улавливания углерода (при условии удешевления этих технологий). Это должно дополняться развитием магистральных сетей с переходом на сверх- и ультравысокое напряжение в сетях переменного и постоянного тока, а также распределительных сетей с увеличением пропускной способности, развитием распределенной генерации и внедрением Smart Grid. Важными элементами являются цифровизация электроэнергетики и внедрение систем управления спросом, которые служат не просто инструментом управления потребительским поведением, а способом оптимизации энергосистемы.
На российской почве
Проанализировав мировые подходы к развитию энергосистем и внедрению современных технологий, А. Панина сопоставила их с планами развития отечественной электроэнергетики, зафиксированными в Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2042 г. и Энергостратегии на период до 2050 г.Согласно генсхеме, до 2042 г. в России предстоит ввести в эксплуатацию 88,5 ГВт генерирующих мощностей, еще 63,9 ГВт мощностей ТЭС предстоит модернизировать. Установленная мощность ЕЭС России должна вырасти до 299,3 ГВт к 2042 г. и, согласно Энергостратегии, достичь 331,2 ГВт к 2050 г. Это потребует 56 трлн руб. инвестиций в генерацию и сети в период до 2042 г.
А. Панина отметила важность сохранения конкурентоспособности российской электроэнергетики при реализации Генсхемы и Энергостратегии.
В числе возможных мер участники семинара назвали активную роль государства. А. Лихачев подчеркнул важность системной господдержки инновационных проектов в части НИОКР, поскольку требования коммерческой эффективности на этапах развития новых продуктов приводят к отставанию в освоении технологии.
А. Лихачев отметил, что НИОКРы не должны оцениваться по коммерческой эффективности. Развивая его мысль, А. Панина указала, что НИОКРы, проводимые коммерческими компаниями, не могут не оцениваться по экономическим параметрам, что не позволяет им вкладываться в разработки с неясными перспективами. В связи с этим важна роль государства, на что указывает мировой опыт – в Китае до 100% НИОКР финансируются государственными компаниями и банкам, в США до 70% научных разработок финансирует государство.
Также отдельный блок обсуждения касался вопросов прогнозирования потребности в электроэнергии в России в контексте развития ИИ и связанного с ним ростом энергопотребления. Корректность прогноза важна в связи с длительностью инвестиционного цикла в электроэнергетике (8-12 лет), что требует прогнозирования спроса на в два раза более длительный период. Вопрос корректности прогнозов непростой, т.к. они должны учитывать меняющиеся тенденции в мировой экономике и отражать текущие события, в т.ч. кризис на Ближнем Востоке, последствия которого (даже при быстром разрешении) мировая энергетика будет ощущать не один год.
«Мы должны постоянно соизмерять, какие изменения происходят в мире, какие появляются новые вызовы. Стратегия должна корректироваться и отвечать всем вызовам и изменениям. И наши семинары – это как раз один из инструментов корректировки», – заключил С. Цивилев.
