Киловаттам не хватает дисциплины

Электроэнергетика входит в новый инвестиционный цикл — ей предстоит масштабное строительство и модернизация генерации, при этом текущие планы по вводам уже задерживаются. Количество территорий с прогнозируемым энергодефицитом растет, но экономические параметры конкурсов не привлекают инвесторов, а процедура назначения компаний требует длительного согласования. Как антикризисные меры могут рассматриваться накопители и аварийный Demand Response, считают аналитики, хотя базовым вариантом развития энергосистемы должно остаться строительство большой генерации.

В уходящем году не утихало обсуждение реализации Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики. Регуляторы и участники рынка были озабочены вопросом, как найти финансирование на строительство 88 ГВт генерации до 2042 года, притом что сложности с принятием решений о строительстве новых мощностей, в том числе для покрытия дефицитов, наблюдаются уже сейчас.

Наращивание генерации на данный момент нужно прежде всего для покрытия дефицита в отдельных регионах в периоды пикового энергопотребления. В целом по энергосистеме показатели энергопотребления снижаются. Как сообщал глава «Системного оператора» (СО, диспетчер энергосистемы) Федор Опадчий, с начала 2025 года потребление в энергосистеме РФ снизилось на 0,8%, с учетом температурного фактора — на 0,2%. По итогам года диспетчер ожидает общего уменьшения энергопотребления на 0,5%. К началу октября, по данным СО, сильнее всего показатели упали в таких секторах, как металлургия, добыча, железнодорожный транспорт и машиностроение. В то же время прирост наблюдался в деревообработке и IT.

Но уже в следующем году прогнозируется рост спроса. В «Системном операторе» “Ъ” сообщали, что в наступающем 2026 году электропотребление в энергосистеме России ожидается на 2,2% выше показателя 2025-го.

При этом в отдельных субъектах энергопотребление продолжает расти уже сейчас. Денис Красновский из АКРА отмечает, что в период с 1 января по 5 декабря 2025 года наибольший рост планового электропотребления относительно прошлогоднего периода зафиксирован в Крыму (+10,6%), Забайкальском крае (+10%) и Калмыкии (+7,1%). По мнению аналитика, это связано со строительством, промышленным производством, включая запуск новых проектов, туризмом, переходом на электроотопление, температурным фактором и майнингом.

Хотя рост потребления электроэнергии будет умеренным — среднегодовые темпы прироста относительно 2024 года составят 2,08%, число территорий с прогнозируемым дефицитом мощности и электроэнергии растет. Согласно проекту «Схемы и программы развития электроэнергетических систем России» на 2026–2031 годы, к территориям технологически необходимой генерации теперь относится энергорайон «Каспий-2» в Дагестане (не менее 151 МВт), а также Северо-Байкальское энергетическое кольцо, если не будут реализованы мероприятия, предусмотренные Генсхемой. Среди причин роста количества территорий с энергодефицитом — увеличение электропотребления в сельском хозяйстве, туризме, IT-отрасли (ЦОДы), добавляет Денис Красновский.

Строительство новой крупной генерации практически остановилось примерно три года назад, при этом рост производства и потребления никуда не исчез, подчеркивает гендиректор «Уралэнерготела» Алексей Бельский. Хотя по системе в целом рост потребления может выглядеть «отрицательным», локально, по отдельным регионам, потребности продолжают расти, уточняет он. Предыдущие заделы по введенным мощностям, по словам господина Бельского, заканчиваются, и возникает необходимость одновременно строить новую генерацию и ремонтировать существующую.

Конкурсы без победителей

Сегодня для покрытия энергодефицитов основным механизмом финансирования строительства стал конкурентный отбор мощности новых генерирующих объектов. Однако в последнее время экономические параметры таких конкурсов, как правило, не удовлетворяют инвесторов: компании или вовсе отказываются от участия в них, или подают заявки с CAPEX выше предельного уровня, как это случилось на прошлогоднем отборе проектов на юге России. И хотя впоследствии компании были назначены, правительственная комиссия рассмотрела технико-экономические параметры проектов только этой осенью, спустя год после решения.

В «Сообществе потребителей энергии» считают, что отказ от конкурсных отборов целесообразен только как временная мера для ликвидации оперативного дефицита в отсутствие полноценной конкурентной среды в поставках оборудования, доступа к площадкам и инфраструктуре. Ключевым условием при этом, по мнению ассоциации, является независимый ценовой аудит проектов, сопровождаемый публикацией параметров и их профессиональным обсуждением.

Аналогичный конкурс для покрытия энергодефицита на Дальнем Востоке в августе этого года признали несостоявшимся из-за отсутствия заявок. Предельный уровень капзатрат вместе с технологическим присоединением к электро- и газовым сетям в Приморье установили на уровне 183 млн руб. за 1 МВт, в Хабаровском крае — на уровне 753 млн руб. за 1 МВт. Хотя регуляторы планировали назначить ответственную за строительство компанию до конца года, решение будет принято уже в 2026 году.

Еще один конкурс — на строительство до 1155 МВт мощностей на юго-востоке Сибири — должен пройти до 30 декабря. Предельные значения капзатрат оказались даже выше, чем для Дальнего Востока,— 842 млн руб. за 1 МВт. Пока, по данным “Ъ”, основным претендентом на строительство новой генерации является En+.

Задержки в реализации инвестпроектов вызывают опасения у участников рынка. На необходимость ускоренного ввода мощностей для предотвращения дефицитов осенью указывала председатель набсовета «Совета производителей энергии» Александра Панина на конференции «Совета рынка». Среди причин, влияющих на замедление инвестиций, она выделяла в том числе долгий процедурный процесс. При этом сам «Системный оператор» считает, что действующий формат отборов вполне работоспособен, но в силу макроэкономических условий существуют сложности в реализации инфраструктурных проектов.

Подстраховка для энергосистемы

На время строительства необходимой большой генерации регуляторы рассматривают альтернативные меры по поддержке энергосистемы. Среди них — установка накопителей в Объединенной энергосистеме (ОЭС) Юга, за которую ответственны «Россети», а также введение механизма аварийного управления спросом (Demand Response, DR), который продолжают обсуждать участники рынка. Другие инициативы касаются применения ВИЭ-генерации, которая после летнего конкурсного отбора частично покроет дефицит на Дальнем Востоке, а также более широкого использования розничной и микрогенерации.

«В этом году стало очевидно, что быстрых и универсальных решений для покрытия пиковых нагрузок не существует, эффект дает комбинация инструментов»,— полагает Сергей Роженко из Kept. С этим соглашается Денис Красновский из АКРА: «Для такой огромной страны, как наша, логично использовать всю совокупность доступных механизмов в зависимости от конкретных узких мест энергосистемы». Аварийный Demand Response, по мнению господина Роженко, дает наибольший эффект по соотношению скорости внедрения и стоимости, но его потенциал ограничен технологическими возможностями, готовностью потребителей и, как правило, не превышает 5% пиковой нагрузки. В среднесрочной перспективе ключевыми остаются модернизация и строительство тепловой генерации, а также модернизация сетей, тогда как меры управления спросом и накопители должны рассматриваться как вспомогательные, а не системообразующие решения. Главный вызов — выстроить экономические стимулы, при которых эти инструменты становятся предсказуемыми и масштабируемыми, а не разовыми антикризисными мерами.

В «Сообществе потребителей энергии» считают, что сопоставимый с внедрением аварийного DR эффект может быть достигнут за счет более тонкой настройки процесса согласования ремонтов энергоемкого оборудования в промышленности на основе коэффициента сезонности для оплаты мощности. Еще одним значимым фактором, как утверждают в ассоциации, станет привлечение ресурсов промышленных блок-станций, а также использование розничной генерации, что повысит маневренность и надежность энергосистемы. Дополнительным фактором развития генерации могло бы стать строительство энергетических объектов промышленными потребителями для собственных нужд с возможностью поставки излишков мощности во внешнюю сеть.

И при этом одним из наиболее острых вызовов остается обеспечение безопасности промышленной и энергетической инфраструктуры, объектов топливно-энергетического комплекса. Технологические риски, связанные с крупными объектами, еще раз указывают на то, что распределенная генерация и небольшие энергомощности могут быть более гибким и надежным решением, замечают в ассоциации.

Анна Тыбинь, Коммерсант