Главный недостаток Генсхемы — завышенный прогноз электропотребления. Это ведет к избыточной по масштабам инвестпрограмме. Сумма инвестиций в новую генерацию — 42 трлн рублей — неоправданно высока. По существующим правилам рынка электроэнергии потребители платят за все построенное независимо от реального спроса через механизм Договора о предоставлении мощности (ДПМ). Такой же подход был реализован в предыдущей Генсхеме-2020, что привело к профициту мощностей в электроэнергетике на 10‒15 лет, который в итоге оплачивали потребители.

Есть и другие проблемы в части подходов к развитию электроэнергетики: неоптимальная структура инвестиций (соотношение нового строительства и модернизации), рост стоимости строительства объектов генерации и нового оборудования, неиспользование потенциала повышения эффективности на рынке электроэнергии и мощности.

Первая системная проблема — высокая стоимость оборудования и строительства. Отсутствие серийности производства, нереализованный эффект кривой обучения и фактическое отсутствие импортозамещения в части снижения себестоимости приводят к тому, что удельные капитальные затраты в России кратно превышают мировой уровень. Отечественные производители не имеют стимулов снижать цену, поскольку спрос на оборудование гарантирован административно, а не формируется через конкурентный отбор.

Вторая проблема — механизм ДПМ, который гарантирует генерирующим компаниям платежи вне зависимости от востребованности мощностей или их завышенной стоимости, которые к тому же финансируются за счет дорогого заемного капитала. За все это заплатят потребители, 90‒95% которых в дополнительных мощностях не нуждаются. Здесь двойной изъян: потребители оплачивают более дорогое строительство и высокую стоимость капитала, которая существенно выше, чем если бы инвестиции осуществлялись напрямую ими или через более дешевые инструменты, а генерирующие компании получают устойчивую заинтересованность в завышении затрат, поскольку возврат инвестиций гарантирован вне зависимости от достигнутой эффективности.

Третья проблема носит структурный характер: модель рынка электроэнергии не ориентирована ни на низкие цены для конечного потребителя, ни на устойчивое воспроизводство энергосистемы. Она игнорирует системное взаимодействие между типами генерации — базовой, маневренной и распределенной, не увязана с рынком тепла, не учитывает потенциал распределенной генерации и инструменты управления спросом. В итоге инвестиционные решения принимаются в отрыве от реальной структуры нагрузки и технологических возможностей, которые могли бы существенно снизить совокупные системные затраты.

И в заключение: при разработке Генсхемы-2042 и ее обсуждении не был проведен анализ влияния такой большой инвестпрограммы на экономику. В результате запланировали инвестиции в рамках бюрократического подхода (дать всем видам генерации и всем генерирующим компаниям поучаствовать в дележе крупнейшей инвестпрограммы), а не исходя из системного сравнения альтернатив. При этом доминируют в планах нового строительства Генсхемы более дорогие угольные и атомные станции. А то, что такие большие затраты могут остановить экономику, из-за чего не случится роста электропотребления, для чего и нужны эти высокие инвестиции, авторы документа не учли.

Прогнозы потребления электричества системно завышаются

Подход, при котором завышаются прогнозы потребления электроэнергии в документах долгосрочного планирования, появился не сегодня. Это хроническая болезнь. В 2007‒2008 годах в Генсхеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года тоже были заложены завышенные прогнозы. Точкой отсчета того документа был 2006-й с потреблением на уровне 980 млрд кВт·ч. В базовом варианте ежегодный прирост должен был составить 4% — до 1700 млрд кВт·ч в 2020 году. В максимальном — прирост по 5,2% в год с выходом на 2000 млрд кВт·ч в 2020-м. По факту в 2024 году потребление составило 1192 млрд кВт·ч, а средний темп прироста с 2006-го — около 1%.

Никто ответственности ни за неправильные прогнозы, ни за неправильное развитие отрасли не понес.

С тех пор прошло почти двадцать лет, и абсолютно такой же кейс повторился в 2024 году, когда в основу долгосрочного планирования был заложен рост электропотребления на уровне 3% в год (хотя уже в 2025-м была другая динамика — минус 1% за год). Был заложен ежегодный рост, хотя кризисы с временным снижением электропотребления случаются каждые семь-восемь лет.

Как показывает известный отраслевой специалист академик Булат Нигматулин, есть связь между темпом роста экономики и потреблением электроэнергии: на 1% прироста экономики энергопотребление прирастает на 0,3‒0,5%. Получается, что Генсхема-2042 ориентирована на рост экономики от 5‒6% в год, что вряд ли возможно на всем рассматриваемом периоде. Иллюстрация этой проблемы представлена на графике 1, также предоставленном Нигматулиным.

Причиной здесь являются неудачные правила формирования прогноза, использованные при разработке Схемы и программы развития электроэнергетических систем России (СиПР-2030) и Генсхемы-2042. Завышенные темпы электропотребления закладываются во многом из-за того, что надо обеспечить ввод заявленных крупных инвестпроектов, которые требуют новых гигаватт. Но не все из них будут реализованы в заданные сроки — некоторые проекты будут отложены, некоторые вообще останутся на бумаге. Потенциальный потребитель может пересмотреть (или совсем отменить) свой проект, сократить его, а изначально заявленная мощность окажется невостребованной. В результате в стратегическом планировании закладывается генерация «на будущее», но начинать ее строить надо сейчас — при высоких ставках и проблемах с доступностью оборудования. И платежи за электричество со стороны экономики пойдут не тогда, когда электроэнергию начнет потреблять «сдвинутый» инвестпроект, а когда новую электростанцию подключат к энергосистеме. У нас и сейчас в системе есть незагруженные станции, за которые выплачены или еще вносятся платежи по ДПМ. Ранее похожий кейс был с рядом проектов в электросетевом хозяйстве, когда применялось RAB-регулирование. Его характерной чертой был вмененный энергосистеме платеж за расширение или ремонт электросетей и подстанций, где важно было освоить деньги, а не удовлетворить спрос.

Есть еще один аспект, влияющий на реализацию Генсхемы-2042. Схема создавалась в новых геополитических и экономических условиях, что, к сожалению, не было учтено в полной мере. Если бы ее разрабатывали в 2019 году, когда у нас еще был доступ к иностранным технологиям и оборудованию, когда на российском рынке работали зарубежные компании, — другое дело. Но Генсхема-2042 формировалась в 2024-м, когда полным ходом шла специальная военная операция, когда стало недоступно иностранное оборудование, а ускорение импортозамещения в энергетическом машиностроении потребовало значительных инвестиций и времени, значительно выросла стоимость материалов и строительства, подскочила стоимость заемного финансирования.

Кроме того, в Генсхеме-2042, как и в Стратегии энергетической безопасности, обновляемой в настоящее время, не учитываются угрозы терактов, диверсий и атак на энергетические мощности. А при наличии таких рисков надо развивать систему не за счет крупных долгосрочных строек новых мощностей, а за счет повышения гибкости системы — расширения сетей и модернизации старых мощностей с увеличением мощностей в сегменте распределенной энергетики.

Завышение прогноза в Генсхеме-2042 меньше, чем в Генсхеме-2020, но ее влияние на экономику может быть катастрофическим. По расчетам Института народнохозяйственного прогнозирования РАН, реализация Генсхемы-2042 до 2030 года даст ежегодный рост цен на электроэнергию на 1,8 п. п. выше инфляции, добавляя к общей инфляции 0,2‒0,3 п. п. ежегодно. По расчетам Института энергетических исследований РАН, удорожание электроэнергии транслируется во все товары и услуги, что на два-три года замедлит рост экономики. Это означает, что рост цен на электроэнергию, необходимый для реализации мероприятий в рамках Генсхемы-2042, будет заложен в рост цен всех товаров, что снизит темпы экономического роста и разгонит инфляцию.

Кроме того, Генсхема-2042 рассчитывалась по средневзвешенной стоимости заемных средств в 10%, а реальные кредиты могут оказаться намного дороже, особенно в ближайшие годы.

«Золотые» блоки

По нашим оценкам, на фоне ограничений с оборудованием, разгона инфляции и роста стоимости строительных услуг в России за последние три‑четыре года стоимость строительства генерирующих энергомощностей выросла примерно втрое.

Мировым ориентиром стоимости строительства новых угольных и газовых энергоблоков служат данные компании Lazard: угольные станции на паросиловых установках (паровых турбинах, ПСУ) — около 1500 долл./кВт, газовые с газовыми турбинами (ГТУ) — 800‒1000 долл./кВт, газовые с парогазовыми блоками (ПГУ) — 1200‒1400 долл./кВт (см. таблицу).

Сегодня новые угольные блоки (Харанорская ГРЭС, Забайкальская ТЭС) обходятся в 380‒590 тыс. руб./кВт, что в долларовом выражении составляет 4760‒7400 долл./кВт — в 3‒5 раз выше мирового уровня. Газовые ПГУ (Артемовская ТЭЦ‑2) стоят около 360 тыс. руб./кВт (4490 долл./кВт), что превышает международный бенчмарк в 3‒4 раза.

Что касается стоимости модернизации энергомощностей в России, то можно рассмотреть два источника данных. Первый — предельные ставки программы КОММОД (программа модернизации существующих мощностей). Если в 2021‒2023 годах ставки для угольных энергоблоков составляли 50‒80 тыс. руб./кВт (500‒800 долл./кВт), а для газовых — 30‒40 тыс. руб./кВт (300‒400 долл./кВт), то постановлением правительства № 1505 от 30.09.2025 они были повышены: для угольных ПСУ — до 250‒300 тыс. руб./кВт (1125‒1500 долл./кВт), а для газовых ПГУ — до 90‒125 тыс. руб./кВт (3000‒3750 долл./кВт).

Второй источник — фактические проекты модернизации. Здесь наблюдается огромный разброс. Стоимость модернизации Самарской ТЭЦ составила 80 тыс. руб./кВт (1000 долл./кВт), тогда как модернизация Казанских ТЭЦ‑1, ТЭЦ‑2 и Нижнекамской ТЭЦ‑1 обходится в 440‒450 тыс. руб./кВт (5530‒5630 долл./кВт), что дороже международных аналогов и сопоставимо с новым строительством в России.

Таким образом, и новое строительство, и значительная часть модернизации в России ведутся по стоимости, в 3‒7 раз превышающей мировую. Поскольку вырабатываемая электроэнергия идет на внутреннее потребление, имеет смысл сравнивать стоимость по ППС. С учетом ППС реальная нагрузка на экономику становится еще вдвое выше по сравнению с прямым валютным пересчетом.

Это означает, что каждый киловатт введенной или модернизированной мощности создает прямое давление на тарифы для промышленности и населения, закладывается в себестоимость продукции и подрывает конкурентоспособность отечественных товаров — как на экспортных рынках, так и внутри страны против импорта.

При таком уровне затрат экономическая целесообразность нового строительства и масштабной модернизации крайне сомнительна. Распределенная и малая генерация, а также проекты повышения энергоэффективности и управления спросом обеспечивают сопоставимый или больший эффект по значительно меньшей цене. Однако действующая система стимулов — механизм ДПМ, КОММОД, предельные ставки капекса — не создает условий для конкурентного отбора между этими альтернативами и традиционным строительством новых энергомощностей. Пока этот структурный изъян не устранен, рост стоимости строительства новой мощности будет транслироваться в тарифы и снижение конкурентоспособности экономики.

Возможные альтернативы в развитии электроэнергетики

Далее выделены несколько направлений, которые позволяют существенно сократить затраты на развитие электроэнергетики, но, на наш взгляд, они не получили должного внимания ни при рассмотрении Генсхемы-2042, ни после ее утверждения в дискуссиях по реализации.

Корректировка прогноза спроса: 1) переоценка и снижение потребности в новых мощностях на 30‒50%; 2) введение принципа ответственности потребителей, подавших заявку на подключение новой мощности.

Приоритет модернизации, которая на 30‒50% дешевле, чем новое строительство.

Снижение удельной стоимости строительства на 30‒50% за счет серийного строительства типовых блоков и выпуска серийного оборудования.

Оптимизация структуры генерации: выбор экономически доступных технологий, более широкое использование распределенной генерации и управление спросом, что может дать снижение на 5‒10% от уровня текущих операционных издержек (далее в рамках оценок считаем это снижение только для генерации, вводимой в 2026‒2042 годах, но этот эффект можно получать и со старой генерации).

Льготное финансирование для мощностей, необходимость которых подтверждена регуляторами рынка — Системным оператором и Советом рынка. Одновременно следует снижать выплаты по ДПМ для объемов, которые не востребованы экономикой, что сдержит рост тарифов и создаст для генерирующих компаний стимулы выбирать для инвестиций не все проекты, на которые дадут деньги, но еще и учитывать и спрос на их мощности.

На графике 2 черным цветом приведены оценки запрашиваемых инвестиций со стороны электроэнергетики за период 2026‒2042 годов, в триллионах рублей. На момент утверждения Генсхемы-2042 в декабре 2024-го они составляли 42 трлн (правда, это только на новое строительство в генерации). В феврале 2026 года уже называлась сумма в 68 трлн рублей, но с учетом модернизации генерации и строительства сетей. Тем не менее отрасль с выручкой менее 10 трлн рублей просит на 15‒17 лет инвестиции в размере семи своих выручек. Вряд ли эти инвестиции можно вернуть при росте цен на уровне инфляции.

Зеленым цветом на графике 2 показана расчетная стоимость дополнительно произведенной электроэнергии (в триллионах рублей за дополнительные киловатт-часы за 15 лет) при различных сценариях. Сразу оговоримся: это предварительные расчеты, в них есть погрешность оценивания отдельных параметров. Но важно, что такого уровня точности достаточно для демонстрации и обоснования тезиса: при разработке Генсхемы-2042 не рассматривали менее затратные варианты развития энергосистемы, как проигнорировали и эффект роста цен для потребителей и влияние этого на динамику экономики и спроса на электроэнергию.

Затраты в наших оценках рассчитываются как произведение дополнительно произведенной относительно текущего уровня электроэнергии на ее полную стоимость (рассчитанную как сумма удельных капитальных и текущих затрат — это аналог показателя LCOE, приведенной стоимости киловатт-часа). Расчеты сделаны при использовании заемного капитала при ставке 10%.

В предложенном варианте инвестпрограммы Минэнерго России, по нашим оценкам, затраты потребителей составят дополнительные почти 49 трлн рублей за 15 лет. При текущей выручке отрасли менее 10 трлн рублей это добавляет порядка 3,3 трлн дополнительных платежей (за дополнительные 23% электроэнергии). Это базовая точка сравнения.

Если снизить прогноз спроса до 1300 млрд кВт·ч (вместо 1450 млрд кВт·ч по Генсхеме-2042), то стоимость электроэнергии снижается до 38 трлн рублей.

Если сделать ставку на модернизацию в большей мере, чем на новое строительство, при одновременном сокращении выбытия мощностей, стоимость снижается до 38 трлн рублей, то есть на 22%. При более консервативном прогнозе спроса в 1300 млрд кВт·ч тот же подход дает 30,5 трлн рублей, что уже на 38% меньше базового сценария.

Если при спросе 1450 млрд кВт·ч снизить удельные капитальные затраты на 30%, стоимость опускается до 42,1 трлн рублей (−14% от базы сравнения). Добавление экономии на операционных расходах на 10% сокращает ее до 39,5 трлн рублей (−19%). При спросе 1300 млрд кВт·ч и тех же параметрах стоимость инвестпрограммы составит 31,6 трлн рублей (−35%).

Наконец, при использовании всего комплекса рассматриваемых мер: снижение капексов на 30%, опекса на 10%, плюс акцент на модернизацию вместо нового строительства и при спросе 1300 млрд кВт·ч стоимость инвестпрограммы падает до 18,3 трлн рублей, то есть сокращается более чем в два с половиной раза (−63%) по сравнению с базовым сценарием при спросе 1450 млрд кВт·ч.

Влияние на экономику и выводы

Проведенные расчеты показывают, что при перестройке инвестиционной программы отрасли и принципов работы рынка электроэнергии и мощности можно добиться значительного снижения затрат экономики на дополнительную электроэнергию, что позволит избежать ускорения инфляции и сдерживания экономического роста, в отличие от предлагаемой программы согласно Генсхеме-2042.

Для этого необходимы:

1. Корректировка инвестиционной программы: вводы новых мощностей должны быть ниже предусмотренных Генсхемой-2042, а удовлетворение спроса должно идти по кривой выбора наиболее дешевых решений (с учетом требований надежности и топологических ограничений).

2. Внедрение механизмов конкуренции и жесткого контроля затрат при капитальном строительстве и модернизации энергомощностей. Для этого можно создать структуру, аналогичную советскому государственному тресту ОРГРЭС. Ключевые функции ОРГРЭС в советское время включали проведение пусконаладочных работ на новых энергоблоках, разработку правил технической эксплуатации (ПТЭ, один из основных регулирующих документов), а также внедрение передовых технологий и повышение надежности энергосистем.

По расчетам ИНП РАН, реализация Генсхемы-2042 до 2030 года даст ежегодный рост цен на электроэнергию на 1,8 п. п. выше инфляции, добавляя к общей инфляции 0,2–0,3 п. п. ежегодно

В наше время подобная организация могла бы заниматься организационно-инженерным сопровождением новых проектов, сдерживанием удельных капвложений и доведением стоимости оборудования до конкурентоспособного уровня. Ей также полезно отдать функции единого заказчика и посредника между генерирующими компаниями и энергомашиностроителями и подрядными строительными организациями с целеполаганием о достижении технологического суверенитета/лидерства (то есть выпускать отечественное оборудование) по приемлемым ценам, а также выступать в качестве отраслевого заказчика, что позволит перейти от единичных заказов с рисками смещения сроков поставок и удорожания проектов к отраслевому заказу, а также к типизации энергоблоков у разных генерирующих компаний (чем меньше разнообразие используемых проектных решений и оборудования, тем дешевле будет единичный объект).

3. При достаточно масштабной и затратной инвестиционной программе в отрасли следует рассматривать решения по снижению стоимости заемного капитала. Нельзя строить инфраструктуру по ставкам 10‒15%. По крайней мере, для части ключевых проектов. Но льготное финансирование должно последовать за программой снижения удельной стоимости энергомощностей.