Электростанциям придумывают окупаемость
28 сентября 2026 г.Строить электростанции в России дешево и впрок вряд ли получится при текущих рыночных условиях и наличии многочисленных форс-мажорных факторов. На фоне усиливающихся локальных энергодефицитов правительство поручило найти механизм, который смог бы гарантировать на 10–15 лет вперед появление конкретной электростанции в нужной локации и по приемлемой цене. Один из вариантов — долгосрочные технологически нейтральные отборы энергопроектов на конкурсной основе.
Игра в долгую
Правительство поручило пересмотреть подходы к механизмам финансирования строительства энергообъектов. Об этом рассказал 25 сентября в Сочи на отраслевой конференции по электроэнергетике председатель правления регулятора энергорынка — НП «Совет рынка» Максим Быстров.
«Правительство в лице профильного вице-премьера [Александра Новака] поставило задачу придумать работоспособный вариант долгосрочных технологически нейтральных конкурсов», — сказал Максим Быстров.
Директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго Андрей Максимов уточнил «Эксперту», что профильные ФОИВы уже работают над поручением совместно с «Советом рынка». По словам чиновника, им предстоит найти «золотую середину» между проектами строительства ГЭС и АЭС с длительными сроками реализации от 10 лет и тепловыми электростанциями (средний срок 5 лет. — «Эксперт»).
В «Совете рынка» предложили подумать о новом механизме фиксации долгосрочных планов развития электроэнергетики.
При его разработке опираться, по словам Михаила Быстрова, нужно на три принципа:
- долгосрочность и регулярность;
- нейтральность при выборе технологии (АЭС, ГЭС, ТЭС, ВИЭ);
- конкурентность.
Этот подход в «Совете рынка» окрестили новой ДНК российской энергетики.
Максим Быстров напомнил, что сейчас два ключевых документа планирования — Схема и программа развития энергетики (СиПР-2031) и Генеральная схема размещения энергообъектов до 2042 г. — фиксируют объем необходимой мощности и сроки ее ввода, но не закрепляют размер затрат и не определяют источники финансирования.
Для покрытия локальных дефицитов применяется рыночный механизм оптового рынка электроэнергии и мощности — конкурентный отбор мощности новых генерирующих объектов (КОМ НГО), условиям которого соответствуют ТЭС и возобновляемые источники — солнечные и ветровые станции. Напомним, что основными потребителями оптового рынка являются энергоемкие объекты промышленности и ТЭК. Тарифы для населения в России традиционно снижаются за счет доплаты оптовых потребителей (перекрестного субсидирования).
Михаил Быстров подчеркнул, что сегодня если экономика конкретного энергопроекта «не сходится», то он просто не реализуется, что создает риски энергодефицита в будущем (о проблемах привлечения денег в электроэнергетику можно прочитать здесь). Другой негативный фактор действующих механизмов — резкое удорожание проектов, куда не пришли инвесторы и которые затем в ручном режиме утверждаются кабмином (в этом случае цена электростанции рассчитывается по фактическим затратам).
Почему о новых электростанциях нужно думать уже сейчас
В России постепенно нарастает дефицит электроэнергии, пока проявляющийся локально — на юге страны, юго-восточной части Сибири и в ДФО. В этих же регионах спрос на электричество растет опережающими темпами. Согласно Генсхеме до 2042 г. в стране потребуется построить 88 ГВт электростанций, с учетом электросетей на их возведение нужно ориентировочно 57–63 трлн руб., согласно оценкам Минэнерго. Для сравнения: мощность самой большой в России атомной станции Ленинградской составляет 4,4 ГВт, тепловой станции — Сургутской ГРЭС-2 — 5,6 ГВт.
Что длинное планирование даст промышленности
Свой вариант механизма привлечения средств на строительство электростанций на конференции изложил председатель набсовета «Сообщества потребителей энергии» (АСПЭ; лобби крупной промышленности) Владимир Тупикин.
По его словам, для сбалансированного развития энергетики нужны:
- длинный инвестиционный цикл. Только увеличение сроков реализации проектов до 10–12 лет против нынешних 4–5 лет в рамках КОМ НГО, по расчетам АСПЭ, обеспечит экономию в 10–20%;
- технологически нейтральные отборы. Помимо разных видов генерации нужно рассматривать варианты закрытия дефицита за счет строительства электросетей, распределенной генерации — электростанций предприятий, накопителей энергии или долгосрочных Demand Response (управление спросом на энергию);
- внедрение механизма LoLe (Loss of Load Expectation), когда надежность энергосистемы оценивается не в необходимых дополнительных мегаваттах или гигаваттах, а по числу дней потенциального энергодефицита за год.
Максим Быстров в свою очередь добавил, что также нужно предусмотреть в модели ДНК материальную ответственность самих потребителей за отказ от проектов, под которые закладывается новая электростанция.
«В случае генераторов, выручка с оптового рынка уже выступает финансовым обеспечением — мы просто списываем штрафы [за срыв сроков ввода электростанций] со счетов компаний-генераторов», — пояснил он. Для потребителей аналогом, по его мнению, могли бы стать банковские гарантии, аккредитивы и другие финансовые продукты.
Почему невыгодно строить впрок
Директор департамента госрегулирования тарифов и инфраструктурных реформ Минэка Дмитрий Шведов напомнил, что хотя строительство новой генерации нередко планируется под конкретный инвестпроект, платить за него в случае заключения ДПМ (договоры о предоставлении мощности, гарантирующие возврат инвестиций за счет дополнительных платежей оптовых потребителей энергии. — «Эксперт») приходится всему рынку в течение 15–20 лет.
Избежать этого, по словам чиновника, можно, если:
- выявить и задействовать имеющиеся резервы в генерации и сетях;
- решение о строительстве электростанции под конкретного потребителя будет опираться на просчитанный спрос либо на гарантии со стороны самого потребителя (финансовое хеджирование, фиксация в договоре принципа «бери или плати»);
- новые потребители будут строить малые электростанции для собственного пользования с возможностью выдачи излишков энергии в общую сеть (правда, для этого придется менять действующие правила в энергетике).
Идея проводить длинные технологически нейтральные конкурсы не безоблачна, подчеркивают в «Совете производителей энергии» (лобби генерирующих компаний). Среди причин, которые могут помешать ее реализации, председатель набсовета ассоциации Александра Панина назвала:
- высокую ключевую ставку, а значит дорогие заемные деньги;
- высокую накопленную инфляцию;
- риски со сроками поставки оборудования;
- различного рода форс-мажоры: ковид, санкции, рост налоговой нагрузки и др.;
- рост цен на топливо (например, оптовые цены на газ для энергетики и ЖКХ выросли в 2025 г. на 21,3%);
- риски консервации технологий при строительстве ТЭС.
Генкомпании и Минэнерго на сессии подискутировали о доходности вложений в энергетику. Андрей Максимов в ответ на жалобы Александры Паниной заметил, что риски роста ключевой ставки, налогов и всплеска инфляции, уже учтены в формуле цены ДПМ. Вкладывать в энергетику ничуть не хуже, чем в другие отрасли, уверял Максимов. При базовой доходности 14% в год фактическая, по его словам, составила 15,4% в 2022 г., а в 2024 г. выросла до 20,3% и в 2025-м — до 20,7%. Реальный риск, подчеркнул он, заключается сегодня в производстве и поставке отечественного энергооборудования.
Как найти золотую середину
Директор группы аналитики в энергетике Kept Сергей Роженко считает, что удешевить строительство электростанций можно только за счет создания серийных типовых энергоблоков. «Строить дешево можно только, если оборудование будет выпускаться большими сериями. То есть планирование, действительно, должно быть в долгую. Это создаст финансовую базу и стимул для российских машиностроителей в условиях внешних ограничений», — сказал он «Эксперту».
Хорошо уже то, что в отрасли началась дискуссия о способах финансирования строительства новых объектов, поскольку текущая конструкция не устраивает никого — ни генерацию, ни потребителей, добавил эксперт по энергетике Кирилл Родионов. Генсхема-2042 сейчас выглядит как план, не учитывающий реалии стагнирующей экономики в части спроса на электричество.
По словам Кирилла Родионова, макроэкономическая нестабильность, недоступность международных рынков капитала и уход зарубежных поставщиков оборудования разрушают экономику долгосрочных капиталоемких энергопроектов. В этих условиях регуляторы, по его словам, будут вынуждены искать новую модель.
Наиболее важными составляющими такой модели, по его мнению, должны стать:
- технологическая нейтральность конкурсных отборов энергопроектов в тех регионах, где это возможно;
- отборы проектов по показателю LCOE (средней нормированной стоимости электроэнергии за весь жизненный цикл электростанции);
- временный отказ от доктрины тотального импортозамещения, которая приводит к резкому росту цены оборудования и срыву сроков поставок.
Александр Волобуев, (журнал "Эксперт")