Москва без розетки или почему ЦОДы переходят на газ - Хабр

<p>Сети заняты</p><p>В феврале 2026 года «Ведомости» написали то, о чём в индустрии говорили уже год: энергосетевые компании Москвы начали выдавать отказы на техприсоединение новых ЦОДов. Не «рассматривают», не «затягивают», а отказывают. Свободные мощности в ключевых узлах сети либо уже выбраны, либо зарезервированы под крупных игроков на 2026-2028 годы.</p><p>Гендиректор OXYGEN Павел Кулаков сформулировал ситуацию точно: около 75% районов Москвы энергодефицитны, прийти туда и быстро получить большую нагрузку физически невозможно.</p><p>Все площадки, введённые в 2023-2024 годах, к первому кварталу 2025-го арендованы полностью. Цены на colocation в московском регионе выросли на 31,4% за год, средний чек 146 600 руб. за стойко-место в месяц. Кто успел зарезервировать мощности раньше, в выигрыше, остальные смотрят в очередь на 2-3 года вперёд.</p><p>К 2030 году правительство прогнозирует рост энергопотребления классических CPU ЦОДов в России минимум в 2,5 раза, до 2,5 ГВт. По оценке ВТБ, для предотвращения дефицита к этому сроку нужно 6 трлн руб. инвестиций в новую генерацию. Рассчитывать на то, что государство закроет этот разрыв к нужному моменту, не приходится.</p><p>Дополнительный фактор: плотность ИИ-нагрузок. Обычная стойка потребляет около 7 кВт, стойка под GPU-кластер 40-120 кВт. Сеть, спроектированная под одно, физически не рассчитана на другое.</p><p>Газпром с другой стороны</p><p>Пока московские энергетики разводят руками, «Газпром» находится в принципиально иной ситуации.</p><p>После 2022 года компания потеряла европейский рынок в буквальном смысле. «Северный поток» выведен из строя, «Ямал-Европа» через Польшу остановлен из-за взаимных санкций. Потери экспортных объёмов составили порядка 100 млрд куб. м к досанкционным уровням. Аналитики не ожидают восстановления раньше 2035 года.</p><p>Переориентация на Китай идёт: «Сила Сибири» вышла на проектный контрактный уровень, поставки в 2025 году достигли почти 39 млрд куб. м (рост на 25% к 2024-му). Но китайские цены ниже европейских, а «Сила Сибири-2» пока не вышла за рамки переговоров.</p><p>Итог: добывающие и транспортные мощности «Газпрома» избыточны относительно текущего экспорта. Внутренний рынок регулируется государством, цена газа для промышленных потребителей в московском регионе держится в диапазоне 7-10 руб./куб. м. Для сравнения: электроэнергия из сети для коммерческих объектов в МР давно превысила 7-8 руб./кВт·ч с учётом мощности и транспорта.</p><p>Дефицит сетевой мощности в Москве при дешёвом регулируемом газе складывается в аргумент в пользу собственной генерации.</p><p>ГПУ vs ГТУ: что строить</p><p>Два технологических варианта, которые реально рассматриваются для ЦОД в России в 2026 году: ГПУ (газовые поршневые установки) и ГТУ (газовые турбины в простой схеме с котлом-утилизатором).</p><p>Технические характеристики</p><p>ГПУ — газовый двигатель внутреннего сгорания, адаптированный для генерации. Электрический КПД 43-46%. Ресурс до капремонта 60-80 тыс. моточасов. Агрегаты мощностью 1-4,5 МВт, нужная мощность набирается из нескольких единиц.</p><p>ГТУ/ПГУ — газовая турбина, выхлоп через котёл-утилизатор. Электрический КПД 33-40%. Ресурс до капремонта 30-60 тыс. эквивалентных часов, причём частые пуски его сокращают заметно. Агрегаты крупнее, от 10 МВт.</p><p>Разница в КПД 6-9 процентных пунктов напрямую определяет расход газа на произведённый кВт·ч. При нагрузке 30-50 МВт и 8 000 часах в год разрыв в топливных затратах между технологиями исчисляется сотнями миллионов рублей.</p><p>Кто поставляет оборудование в 2026 году</p><p>Европейцы идут через ОАЭ, Турцию, СНГ, но сроки и наценка выше. Китайцы поставляют напрямую, склад запчастей Weichai в России позволяет закрывать сервисные нужды без ожидания.</p><p>Разрыв в цене между Weichai и Jenbacher почти вдвое, разрыв в КПД 5-6 процентных пунктов. На объекте 30 МВт при газе 10 руб/м³ разница в КПД окупается дополнительными топливными затратами примерно за 4-5 лет. Считать нужно под конкретный проект.</p><p>CAPEX</p><p>Расчёт под ключ с газоподготовкой, фундаментами, электрооборудованием, выхлопной системой. Подвод газа до площадки не включён.</p><p>В удельном выражении: ГПУ от $1200/кВт (10 МВт) до $900/кВт (50 МВт), ГТУ от $1 600/кВт до $1 100/кВт. Разрыв 20-25% по всей линейке мощностей.</p><p>LCOE</p><p>LCOE — нивелированная стоимость электроэнергии за жизненный цикл с учётом CAPEX, топлива и обслуживания. Два сценария по цене газа: 7 руб/м³ и 10 руб/м³.</p><p>10 МВт:</p><p>30 МВт:</p><p>50 МВт:</p><p>Разница 0,6-1,0 руб/кВт·ч в пользу ГПУ стабильно на всех трёх уровнях. Для объекта 30 МВт при 8 000 часах в год это 144-240 млн руб. ежегодно только на топливе.</p><p>Когда что выбирать</p><p>ГПУ — рабочий вариант для большинства проектов. Ниже CAPEX и LCOE, нормальная работа на частичной нагрузке, простой N+1 за счёт модульности. Для поэтапного ввода мощности каждый агрегат не зависит от остальных.</p><p>ГТУ оправдана, если одновременно выполняются несколько условий: мощность от 50 МВт вводится сразу, есть гарантированный потребитель пара или высокотемпературного тепла, профиль нагрузки стабилен и проект не предполагает поэтапного ввода. Под это описание попадают только очень крупные проекты перспективных GPU ЦОДов.</p><p>Техприсоединение к московским сетям сейчас — это либо очередь до 2028 года, либо финансирование реконструкции высоковольтных узлов из собственного кармана. В этой ситуации собственная генерация для крупного ЦОД перестаёт быть вопросом и становится частью базового проектного решения.</p>