Долгосрочный прогноз потребления электроэнергии, разработанный правительством, предполагает увеличение потребления электроэнергии к 2042 году до 1449,72 млрд кВт ч. Сейчас этот показатель находится на уровне 1206 млрд кВт ч. То есть предполагается рост потребления примерно на 20%. При этом максимум потребления мощности прогнозируется к этому же сроку до 208,24 ГВт. В конце февраля в российской энергосистеме, как сообщил «Системный оператор», потребление электрической мощности составило 177,5 ГВт — новый абсолютный рекорд. Таким образом, ожидается, что прирост потребляемой в системе мощности составит порядка 17%. Долгосрочный прогноз предполагает, что среднегодовые приросты потребления электрической энергии и мощности составят 1,28 и 1,04% соответственно. Впрочем, в Схеме прямо оговаривается, что прогноз подлежит корректировке в случае изменения исходных данных, на базе которых он был подготовлен.

В условиях роста стоимости капитала, санкционных ограничений и дефицита оборудования действующие рыночные механизмы уже не обеспечивают необходимого темпа развития электроэнергетики.

Разработанный Минэнерго законопроект «О содействии инфраструктурному развитию и повышении эффективности управления в сфере электроэнергетики…» призван создать новую систему, способную централизованно управлять инвестиционным циклом в электроэнергетике.

На коллегии Минэнерго на прошлой неделе глава ведомства Сергей Цивилев заявил, что законопроект разослан на согласование в федеральные органы исполнительной власти и проходит предварительное обсуждение в Государственной думе. По его словам, документ поддержала КПРФ. «А “Единая Россия” составляла его вместе с нами», — сообщил министр.

Выступавший на коллегии следом председатель комитета по энергетике Госдумы Николай Шульгинов подтвердил, что законопроект «рассматривается шестью комитетами», но от оценок воздержался. В Минюсте «Моноклю» заявили, что к ним документ не поступал. Минэкономразвития, Минпромторг, Минстрой, ФАС от комментариев отказались. При этом у бизнеса возражений к инициативе Минэнерго довольно много.

Госплан 2.0

Минэнерго предлагает создать принципиально новую модель планирования, строительства и финансирования энергообъектов. Центральным элементом реформы является создание публично-правовой компании (ППК) «Росэнергопроект» — своего рода института развития и проектного офиса в одном лице.

«Росэнергопроект» будет разрабатывать и вести репозиторий типовых проектных и технологических решений, которые станут обязательными для использования. Контролировать реализацию инвестпроектов, готовить земельные участки под строительство энергообъектов. Таким образом предполагается унифицировать подходы к строительству, снизить затраты и обеспечить согласованность планов развития всей энергосистемы.

И вот это «усиление государственного участия в работе энергорынка и энергокомпаний» будет наиболее дискуссионным аспектом предлагаемых новаций, предполагает директор Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ Сергей Сасим.

«Росэнергопроект» наделяется монопольным правом утверждения технологических решений, ценообразования и распоряжения земельными активами без независимого контроля. «В стратегически важной отрасли создается закрытая монополистическая структура. Это создает угрозу искусственного завышения стоимости строительства и нецелевого использования средств», — замечает президент Ассоциации малой энергетики (АМЭ) Максим Загорнов.

Помимо «типизации» решений «Росэнергопроект» займется также формированием «отраслевой потребности» и «отраслевого заказа». В Пояснительной записке к законопроекту сказано, что крупнейшие российские производители энергооборудования будут обязаны заключать специальные договоры с Минэнерго и Минпромторгом, гарантируя готовность своих мощностей к поставкам необходимого оборудования. А энергокомпании, в свою очередь, будут обязаны закупать его в рамках этого заказа. По замыслу, такой механизм обеспечит загрузку отечественного энергомашиностроения и предсказуемость для производителей.

По сути, «Росэнергопроект» наделяется полномочиями по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере ТЭК, которые сейчас возложены на Минэнерго. Почему эти функции нельзя реализовать силами самого министерства или его подведомственных структур, не объясняется, удивляется Сергей Сасим.

Для финансирования этой деятельности вводится понятие государственного оператора, которым может стать крупный банк с госучастием или институт развития. На эту роль Минэнерго предлагает ВЭБ.РФ и «Дом.РФ». Осенью на заседании Госсовета по энергетике замминистра энергетики Евгений Грабчак объяснял, что такой институт должен предоставлять как банковские продукты, так и целевые бюджетные средства, а также формировать совместно с банками специальные предложения для энергетики.

Готовы ли на роль «уполномоченного банка» сами ВЭБ.РФ и «Дом.РФ», неизвестно — в компаниях отказались комментировать «Моноклю» это предложение Минэнерго.

Установленная мощность электростанций России росла быстрее, чем потребление электроэнергии. Это свидетельствует о том, что начиная с 1990 года эффективность энергосистемы снижалась

Текущий внутренний инвестиционный потенциал отрасли ниже потребностей, и привлечь необходимые для реализации Генсхемы средства без увеличения нагрузки на конечную стоимость электроэнергии, невозможно, утверждал Грабчак. Строительство энергообъектов, по его мнению, должно рассматриваться банковским сектором как проекты с практически нулевым риском, а обязательства по ним — как квазисуверенные.

«Денежно-кредитная политика привела к росту стоимости капитала —как заемного, так и собственного. Уход иностранных производителей оборудования (на российском рынке была представлена продукция мировых производителей: Siemens, General Electric, Ansaldo, Alstom, которые в числе прочего поставляли газовые турбины большой мощности, производство которых сегодня осваивают российские компании. — “Монокль”) сократил технологические возможности энергокомпаний, которые стали заложниками монопольного положения отечественных энергомашиностроителей, производственные возможности которых пока не могут полноценно удовлетворить спрос. Это ожидаемо приводит к существенному росту цены на мощность. Но изменить ключевую ставку или оперативно насытить рынок качественным энергетическим оборудованием с помощью мер, предложенных в законопроекте, вряд ли получится», — говорит Сергей Сасим.

Бюджетный дефицит не позволяет рассчитывать на существенную инвестиционную поддержку со стороны государства. А крупные игроки не стремятся участвовать в строительстве новой генерации, добавляет он. Так, в ноябре прошлого года итоги отбора проектов модернизации ТЭС, предполагавших установку парогазовых установок с отечественными газовыми турбинами, фактически провалились: при квоте в 5 ГВт инвесторы отобрали только 1 ГВт. Их не устроила предложенная цена отбора (см. «Газовые турбины: между спросом и суверенитетом», «Монокль» № 48 за 2025 год).

Тем не менее на энергорынке существуют инвестиционные механизмы, доказавшие свою эффективность на практике, напоминает эксперт. В 2010‒2020 годах благодаря программе ДПМ (договор о предоставлении мощности), удалось построить 47 ГВт новых энергомощностей, увеличив уровень среднегодового ввода мощностей почти в три раза — с 1,5 ГВт до 4,5 ГВт в год. «Способы привлечь средства на рынке есть», — уверен Сергей Сасим.

Впрочем, со стороны потребителей программа ДПМ подвергалась критике. По их мнению, часть введенных мощностей остаются недозагруженными, что в числе прочего привело к росту стоимости электроэнергии: генерация, по сути, простаивает, а платить за мощность нужно. Кроме того, поскольку инвесторам в генерации был гарантирован возврат инвестиций независимо от ее загрузки и эффективности, можно было не использовать передовые технологические решения, что априори закладывает отставание российской энергетики.

Заводят в сети

Помимо централизации управления инвестиционными циклами Минэнерго также вносит изменения в саму работу энергосетей. «Россети» смогут оказывать услуги только системообразующим территориальным сетевым организациям (СТСО), а не конечным потребителям. То есть крупные промышленные потребители, которые сегодня подключены напрямую к магистральным сетям, переводятся на так называемые котловые тарифы региональных распределительных сетей. Это означает рост их расходов на передачу электроэнергии в разы — по сути, ликвидацию тех льготных условий, которые у них были раньше.

Вторым изменением для бизнеса вводится принцип «бери или плати» (take-or-pay) за услуги электросетевой инфраструктуры. Компании будут обязаны оплачивать зарезервированную мощность независимо от того, сколько электроэнергии они фактически потребили. Делается это «с целью справедливого распределения перекрестного субсидирования, сокращения тарифной нагрузки на потребителей», говорится в Пояснительной записке к законопроекту.

В ПАО «Россети» говорят, что законопроект предлагает «более справедливое распределение затрат на перекрестное субсидирование, а также выравнивание условий для предпринимателей, устранение исторически сложившихся несправедливых факторов, когда одни промышленные потребители несут бремя социальной нагрузки, а другие – нет».

Как известно, часть крупных потребителей подключены напрямую к магистральным сетям с высоким напряжением. Поскольку в их энергоснабжении никак не задействованы низковольтные распределительные сети, получается, что они платят меньше, нежели малый и средний бизнес, подключенный к распределительным сетям с низким и средним напряжением.

По мнению представителя «Россетей», у потребителей на высоком уровне напряжения и так низкая сетевая составляющая в составе конечной цены на электроэнергию. «Поэтому предлагаемый подход не приведет к необходимости принципиального пересмотра бизнес-моделей или к необратимым последствиям для предприятий. А для предпринимателей, чья нагрузка будет снижена, реализация законопроекта упростит условия деятельности, сделает их продукцию более конкурентоспособной», — уверен он.

Сами потребители с такой позицией категорически не согласны. В Сообществе потребителей энергии указывают, что целый ряд положений законопроекта не соответствует декларируемой разработчиками цели. Перевод энергоемких промышленных потребителей, подключенных к магистральным электросетям, на расчеты по региональным розничным тарифам и закрепление оплаты услуг по передаче электроэнергии вне зависимости от фактического объема потребления (внедрение принципа take-or-pay) искусственно увеличивает платежи инфраструктуре без увязки с объемом и качеством ее услуг, ослабляет стимулы к повышению эффективности энергоснабжения. Сохранить конкурентное преимущество с иностранными производителями в цене электроэнергии для российского бизнеса и граждан с такими подходами будет невозможно, заявили в Сообществе потребителей энергии.

«Законопроект предусматривает включение в цену обязательных инфраструктурных и авансовых платежей, параметры которых не определены и ничем не лимитированы. Это создает риск, при котором аппетиты энергетиков не позволят создать в отрасли экономику предложения, и вместо управления ценой сохранится ее диктат энергокомпаниями», — прогнозирует представитель Сообщества потребителей энергии.

По сути, take-or-pay — это попытка сетей собрать дополнительную выручку, не предусмотренную при формировании тарифных ставок, при этом не беря на себя никаких дополнительных обязательств перед потребителями, отмечает Сергей Сасим. В условиях заключенных регуляторных соглашений изъять эту выручку у компаний будет практически невозможно, а главная цель — частично погасить регуляторный долг, накопленный в отдельных регионах. Однако такая задача вряд ли может служить основанием для столь радикального пересмотра порядка взаиморасчетов, добавляет он.

«Более того, с 2026 года сетевые организации перешли на эталонный принцип формирования тарифов, который уже защищает их от колебаний полезного отпуска: прибыль сетей больше не изымается из тарифов, а недополученные доходы могут быть учтены в будущих тарифных решениях. На этом фоне требование оплачивать резерв вне зависимости от фактического потребления выглядит избыточным», — заявил «Моноклю» источник в промышленности.

«А для потребителей это создает дополнительные риски: если предприятие вынуждено снизить производство из-за падения спроса, оно по новым правилам обязано продолжать оплачивать монополисту физически не потребляемую услугу, что лишь ухудшает его и без того сложное экономическое положение. Назвать такого потребителя “недобросовестным” нельзя — у него нет гарантий сбыта, все регулирует рынок, в отличие от сетевых компаний, которые законодательно защищены от последствий колебаний полезного отпуска», — добавляет наш собеседник.

За чей счет?

При этом сам факт перевода потребителей на котловой тариф излишне драматизируется, полагает Сергей Сасим. Доля электроэнергии в издержках промышленности с начала 2000-х годов устойчиво снижалась — с 6,5% менее чем до 3%. Для крупных предприятий ключевой фактор — цена генерации, а не тариф на передачу. Цены на электроэнергию в России и так одни из самых низких в мире, и росли они медленнее, чем цены на промышленную продукцию, перечисляет Сасим. Действительно чувствительных к цене на электроэнергию отраслей очень мало: они дают меньше 1% выпуска и потребляют меньше 2% всей промышленной электроэнергии, добавляет он.

Сами энергоемкие производства не стремятся вступать в публичную полемику с государством. Компании «Русал», УГМК, РМК, «Трансмашхолдинг» оставили запросы «Монокля» без ответа. Но в частных беседах многие выражают недовольство и утверждают, что повышение цен на электроэнергию сильно ударит по себестоимости.

«Законопроект призван обеспечить строительство новых объектов генерации и сетевой инфраструктуры. Но почему-то источником этих инвестиций заявляются в очередной раз потребители — средний и крупный бизнес. При этом, если у среднего бизнеса доля электроэнергии в себестоимости продукции и услуг обычно небольшая (менее пяти процентов), то у крупной энергоемкой промышленности эта доля в ряде случаев достигает 20‒30 процентов», — возмущается представитель крупного промышленного холдинга на условиях анонимности.

«Главный удар, конечно, придется на крупные промпредприятия, понижая их конкурентоспособность на мировых рынках и вынуждая повышать цены на свою продукцию на внутреннем рынке. По сути, проблемы энергокомпаний вновь предлагается решать за счет частной промышленности через механизмы перекрестного субсидирования», — продолжает он.

На экспертном совете при комитете по энергетике Госдумы глава департамента оперативного управления Минэнерго Елена Медведева говорила, что закон направлен на удержание «конкурентной» стоимости киловатт-часа в восемь рублей.

Хотя, по мнению Сергея Сасима, законопроект никак не меняет логику ценообразования на оптовом рынке электроэнергии (ОРЭМ). А там сейчас высокая стоимость капитала, дефицит оборудования, финансовые проблемы у генерации и сетей. В таких условиях цена не пойдет вниз. Никаких расчетов, которые доказывали бы обратное, для общественного обсуждения не представлено, отмечает он.

По оценке Ассоциации НП «Совет рынка» оптовая цена на электроэнергию к 2042 году возрастет в четыре раза, с нынешних 3,3 рубля за киловатт-час до 12 рублей. При переходе на котловые тарифы стоимость услуг по передаче электроэнергии для крупной промышленности вырастет в четыре-пять раз. «Конечная цена на электроэнергию для промышленности приблизится к 20 рублям за киловатт-час. Так выглядит объективная оценка последствий принятия законопроекта», — сетует представитель промышленного холдинга. Дальнейший рост цен на электроэнергию, по его мнению, будет способствовать переходу бизнеса на собственные автономные источники энергии. «У ряда компаний уже сейчас есть объекты собственной генерации, эффективно утилизирующие вторичные или попутные газы, и они эффективны уже при текущих ценах. Дальнейший рост цен на электроэнергию будет только способствовать ускорению данных процессов», — уверен он.

Сергей Сасим не видит в строительстве собственной генерации ничего плохого. «Впрочем, инвестиционное решение о строительстве собственной генерации обычно принимается при благоприятном для потребителя сочетании различных технологических факторов (в частности, наличие дешевого углеводородного сырья для производства электроэнергии). Тариф на передачу тут не играет ключевой роли», — замечает он.

«Принятие законопроекта приведет к росту издержек промышленности, снижению инвестиционной привлекательности экономики», — согласен Максим Загорнов из АМЭ.

Принудительный перевод потребителей с тарифа магистральных сетей на более высокий котловой фактически запрещает подключение к магистральным сетям, что противоречит мировой практике (США, Германия, Китай), где энергоемкие производства получают преференции для сохранения конкурентоспособности, напоминает он.

«В этих странах снижение стоимости передачи для крупных потребителей — это инструмент промышленной политики, направленный на удержание производств, привлечение инвестиций и предотвращение “утечки углерода” (перемещения производств в страны с более дешевой электроэнергией и более благоприятными условиями для бизнеса)».

Вместо усиления давления на бизнес АМЭ предлагает: внедрить реальный общественный контроль за строительством генерирующих и электросетевых объектов через независимый технологический и ценовой аудит; сохранить возможность подключения к магистральным сетям для энергоемкого потребления; снять избыточные барьеры для развития распределенной генерации и прямых договоров между производителями и потребителями.

Энергия перетекает в цифру

Спрос на электроэнергию предъявляет не только традиционная промышленность. Растет спрос на нее со стороны инновационной экономики. Цифровая экономика уже вносит 10–15% в мировой ВВП, в России этот показатель пока ниже —5–6%, что означает огромный нереализованный потенциал, заявил на семинаре Минэнерго старший вице-президент Сбербанка Андрей Белявцев.

Он рассказал, что, по самым скромным оценкам экономистов, 25–30% мирового роста ВВП в ближайшие годы будет связано с внедрением технологий генеративного искусственного интеллекта. «Если мы не реализуем эти возможности, наш рост будет на четверть отставать от мирового — это уже угроза», — полагает он.

При этом текущий объем подключенной мощности центров обработки данных в России составляет всего 3 ГВт, из них примерно половина приходится на майнинг криптовалют.

В октябре прошлого года на форуме «Инфотех» вице-премьер Дмитрий Григоренко, курирующий в правительстве тему цифрового развития и искусственного интеллекта, говорил, что кабинет министров разрабатывает программу развития ЦОДов, согласно которой их число должно увеличиться вдвое.

Для сравнения: прогнозируемое потребление ИИ-ЦОДов в США к 2030 году — более 100 ГВт. В прошлом году США ввели рекордный объем новой генерации — 64 ГВт, Китай в последние три года в среднем стоит по 420 ГВт новых мощностей.

Но дело не только в масштабах, но и в плотности нагрузки. Еще пять лет назад стандартная стойка в дата-центре потребляла 8 кВт, сейчас — 600 кВт. А через два года анонсировано появление систем на 2 МВт на одну стойку. Это радикальная смена поколений вычислительной техники, которая происходит прямо сейчас, и она требует перехода на принципиально иные схемы питания, новые системы теплоотвода и материалы.

Ожидается, что к 2030 году 50% мировой мощности ЦОДов будет связано именно с искусственным интеллектом. «И развитие технологий должно опираться на мощный, быстроразвивающийся энергетический каркас — основу нашей экономики», — считает Андрей Белявцев.

Учитывая вызовы, который ставит цифровизация перед энергосистемой, последней действительно необходимо ускоренное развитие и, возможно, некоторое переформатирование, с тем чтобы инфраструктурно поддержать такие новации, как искусственный интеллект. В Минэнерго надеются, что предложенный законопроект будет рассмотрен до конца весенней сессии, то есть действующим составом депутатского корпуса.