Ярослав Вилков
Фото Reuters
Восточный экономический форум (ВЭФ) лишний раз показал: одна из главных болевых точек российской промышленности – цена энергии. А она, по прогнозам, будет расти ускоренными темпами, опережая инфляцию. Новых энергомощностей собираются строить много. По оценкам экспертов, только на Дальнем Востоке дефицит к 2030 году может составить около 1,5 ГВт, а если учитывать более 95 заявленных в регионе инвестиционных проектов – вырасти до 4 ГВт. Без своевременного ввода новой генерации часть этих проектов рискует остаться без энергоснабжения. Ключевая проблема – в цене вопроса: во сколько создание любой новой энергетической инфраструктуры обойдется конечным потребителям. И эта проблема актуальна далеко не только для Дальнего Востока.
Надежность по разумной цене
Открывая на ВЭФ сессию «Свет в конце энергодефицита: курс на энергетическую самодостаточность», председатель наблюдательного совета ассоциации «Сообщество потребителей энергии» (АСПЭ), генеральный директор АО «СИБУР Энерго» Владимир Тупикин обозначил ключевые требования промышленности к энергоснабжению. Их всего два: надежность, дающая возможность реализовывать инвестиционные проекты и работать без вынужденных ограничений, и цена – от нее напрямую зависят конкурентоспособность продукции и дальнейшее развитие предприятий.
Эксперт обозначил и практические задачи, которые стоят перед энергетикой и промышленностью. Прежде всего необходимо синхронизировать спрос, генерацию, сети и технологическое присоединение так, чтобы энергетическая инфраструктура была готова к моменту запуска нового производства. Тупикин отдельно назвал исполнение обязательств по техприсоединению практическим показателем того, насколько энергосистема способна поддерживать инвестиционный рост.
Не менее важно финансировать опережающее развитие мощностей и сетей, не перекладывая всю нагрузку на потребителей. Модель их строительства должна одновременно обеспечивать надежность энергоснабжения и сохранять приемлемую стоимость электроэнергии для бизнеса.
Наконец, по мнению Тупикина, для закрытия дефицита нужно задействовать весь набор доступных решений – наряду с крупной традиционной генерацией это локальные источники, возобновляемая энергетика, накопители, межсистемные связи и управление спросом, причем для каждого случая решение стоит выбирать исходя из сроков, стоимости и эффективности как для энергосистемы, так и для потребителя.
Как пояснил Владимир Тупикин журналистам на полях форума, рост цены электроэнергии напрямую влияет на себестоимость и конкурентоспособность энергоемких производств. А значит, подходы энергетики и промышленности должны меняться. Инвестиционная модель энергетики, по его мнению, должна учитывать стоимость капитала: высокая ставка сдерживает экстенсивное развитие, поэтому акцент должен смещаться от освоения капитальных вложений любой ценой к обеспечению надежности при разумной доходности. А дополнительным резервом здесь могут стать финансовые инструменты, снижающие стоимость заимствований для устойчивых проектов.
При этом возможности предприятий управлять энергозатратами существенно различаются. Компании, способные переносить нагрузку на ночные часы, в значительной мере уже это сделали. А для непрерывных производств такой маневр технологически невозможен. Для них в числе доступных решений остаются собственная генерация, повышение энергоэффективности и оптимизация производственных процессов.
«Цена на электрическую энергию – один из важнейших критериев для развития, но не единственный. Конкурентное преимущество России – в наличии огромного количества ресурсов. И было бы очень странно разменивать это конкурентное преимущество», – отметил Владимир Тупикин.
Тема баланса между промышленностью и энергетикой поднималась и на сессии «Новая энергетическая архитектура: опережающее создание генерации, механизмы государственной поддержки и реализуемые проекты». Как отметила генеральный директор фонда «Ангаро-Енисейская долина» Ксения Шойгу, для промышленности важна прогнозируемая цена на электроэнергию на период возврата вложенных инвестиций, соответственно, государство должно найти баланс между запросами энергетиков и промышленников.
«Если энергетические мощности строятся параллельно или уже после запуска промышленных предприятий, возникают дефициты электроэнергии, срываются сроки проектов и растут издержки. Поэтому при крупных территориальных проектах создание генерации и сетей должно опережать промышленное освоение. Но важно заблаговременно прогнозировать потребление и координировать планы энергетиков, государства и будущих промышленных инвесторов», – отметил генеральный представитель PowerChina в России Ли Дуншу.
Первый заместитель генерального директора Эн+ Эльдар Муслимов и председатель правления «Системного оператора ЕЭС» Федор Опадчий, также участвовавшие в сессии, согласились с этими тезисами.
Спрос оказался ниже ожиданий
Актуальность этой проблемы резко возрастает на фоне охлаждения российской экономики. Промышленность демонстрирует признаки торможения. По данным Росстата, в январе-июле 2026 года промышленное производство выросло лишь на 0,1% год к году, а обрабатывающие производства – на 0,5%. Заметнее всего просела металлургия, потерявшая 6,4% выпуска. В минусе также нефтепереработка, производство стройматериалов и оборудования, деревообработка и химическая промышленность.
Схожую картину показывает и логистика: погрузка на сети ОАО «РЖД» снизилась на 0,8%, причем перевозки черных металлов упали на 11,6%, а нефти и нефтепродуктов – на 6,8%.
Спрос на электроэнергию тоже слабеет, и это тревожный симптом. В 2025 году электропотребление в ЕЭС России сократилось на 1,1%, а по оперативным данным за 8 месяцев 2026 года формально держится на уровне прошлого года – однако, как отмечают в АСПЭ, если убрать эффект более теплой погоды, снижение составляет около 1%.
В ассоциации обратили внимание, что по итогам первого полугодия сильнее всего электропотребление просело именно там, где сосредоточены металлургические, обрабатывающие и добывающие производства. Это прежде всего Липецкая (-9%), Вологодская (-5%), Свердловская (-4,1%) и Челябинская (-2,9%) области, Удмуртия (-3,5%) и Иркутская область (-1,4%).
При этом прогнозируемый рост цен на электроэнергию составляет в среднем 9,28% в год до 2042 года, отмечают в АСПЭ, – это более чем вдвое выше инфляции. К 2030 году цены на электричество для промышленности вырастут в два раза по сравнению с 2024 годом, к 2036 году – в три раза, к 2042 году – в четыре раза. К 2030 году цены на электричество в России для промышленности будут выше, чем в США, к 2036 году – выше, чем в Европе. Это приведет к утрате конкурентоспособности российской промышленности, а следовательно, нарушит макроэкономическую устойчивости страны.
На фоне этой статистики эксперты АСПЭ выдвигают предложения, как сохранить баланс между развитием ЕЭС и интересами крупных промышленных потребителей в долгосрочной перспективе. Ключевая идея – выделить энергоемких потребителей в отдельную категорию и установить для них экономически обоснованные цены, очищенные от перекрестного субсидирования и надбавок на финансирование новых энергопроектов – так называемых ДПМ, договоров предоставления мощности.
По сути, речь о том, чтобы промышленность не оплачивала чужую инвестиционную нагрузку. Сейчас такие потребители платят за перекрестное субсидирование, надбавки и инфраструктурные инициативы, хотя в других странах энергоемкие производства защищают от высоких энергоцен. Например, доплаты бизнеса за низкие тарифы для населения в 2026 году вновь увеличатся, до 384 млрд руб. Между тем в других странах именно такие энергоемкие производства защищают от высоких энергоцен.
В той же логике – принятие адресных мер поддержки электроемких экспортоориентированных базовых отраслей промпроизводства и приоритетных проектов и предприятий. А также – дальнейшее снижение перекрестного субсидирования и поиск альтернативных способов распределения сетевой нагрузки, кроме механизма take-or-pay, при котором потребитель обязан платить за законтрактованный объем мощности независимо от того, использовал он его или нет.
Отдельный блок предложений касается снижения стоимости строительства новой генерации. Для этого нужен диалог с финансовыми регуляторами о смягчении денежно-кредитных условий для энергетических инвестпроектов, а также специальные инструменты – например, облигационные займы.
Часть предложений касается управления энергосистемой: задействовать собственную генерацию потребителей для сглаживания дефицита мощности и ввести мораторий на резкие изменения регулирования, которые могут привести к необоснованному росту тарифов. Отдельно предлагается актуализировать Генеральную схему размещения энергообъектов, чтобы развитие сетей опиралось на реальные, а не устаревшие ориентиры и происходило в пределах действующих источников и ограничений.
Несколько предложений АСПЭ остаются открытыми для дальнейшей проработки – например, насколько оправданно взимать плату за заявленный пиковый объем потребления и как добиться того, чтобы именно новые потребители в основном оплачивали ввод новой мощности.
Как отмечают эксперты, спрос, под который строятся генерирующие и сетевые объекты, должен быть подтвержден – заявитель должен нести ответственность за заявленные объемы потребления. Сейчас же платежеспособный промышленный спрос на мощность на порядок меньше, чем закладывали планировщики Схемы и программы развития электроэнергетических систем на 2026-2031 годы – за первые восемь месяцев 2026 года он вырос всего на 0,5%.
Ситуация с завышенными ожиданиями по электропотреблению является крайне опасной. В условиях стабильного роста рынка опережающее развитие энергоинфраструктуры выглядит приемлемо, однако в условиях охлаждения экономики перерасходы на развитие инфраструктуры могут негативно повлиять на базовую электроемкую промышленность – вплоть до закрытия отдельных предприятий.
В таком случае будущее строительство новой генерации не будет обеспечено платежеспособным спросом, а нагрузка на оставшихся в энергосистеме потребителей значительно вырастет. При ошибке в прогнозе спроса всего в 1% нагрузка на потребителей оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) возрастает на 0,8-1% в зависимости от года поставки
Дарья Гармоненко 