Электроэнергетика: время новых подходов
Вместо констатации роста издержек регуляторам стоит сосредоточиться на поиске мер по удешевлению производства, передачи и сбыта электроэнергии
Прирост цен на электроэнергию в ближайшие годы будет заметно опережать инфляцию. Согласно прогнозу Минэкономразвития, тарифы на электроэнергию для населения в 2026 г. будут проиндексированы на 11,3%, а в 2027и 2028 гг. – на 8,6 и 9,1% соответственно. В свою очередь, прирост цен для прочих потребителей – в том числе для промышленности и коммерческого сектора – составит 14,3% в 2026 г., 11% в 2027 г. и 7,8% в 2028 г. Для сравнения: в обоих сценариях прогноза – базовом и консервативном – Минэк исходит из того, что годовая инфляция в 2026–2028 гг. будет составлять 4% (декабрь к декабрю).
Проектировки Минэка большим сюрпризом не стали: рост цен заложен и в долгосрочный прогноз Минэнерго, согласно которому удельные издержки на производство, передачу и распределение электроэнергии вырастут с 6,4 руб. за 1 кВт⋅ч в 2025 г. до 12,8 руб. за 1 кВт⋅ч в 2040 г. (в ценах 2025 г.). Соответственно, для снижения цен требуется сокращение издержек.
Гибридная генерация
Самое очевидное решение на этом пути – сокращение затрат на поддержание и модернизацию электросетей в изолированных регионах за счет строительства гибридной генерации в непосредственной близости от потребителей. Одним из примеров является автономный гибридный энергокомплекс (АГЭК), введенный в строй «Русгидро» в поселке Черский на северо-востоке Якутии. Проект, реализованный в 2025 г., призван заместить поставки электроэнергии с Билибинской АЭС, которые осуществляются с помощью ЛЭП протяженностью 280 км.
Подобные проекты уже реализуются в Томской области и Забайкалье, а в ближайшие годы могут получить распространение в ряде регионов Арктической зоны и Дальнего Востока, включая Красноярский край. АГЭК, как правило, предполагает комбинацию традиционных и возобновляемых источников, и здесь спектр возможностей предельно широк – от природного газа и СУГ до ветроустановок, солнечных панелей и накопителей энергии.
Гибридные установки позволят заместить использование дизельной генерации, отличающейся дороговизной не только в России, но и за рубежом. Так, по данным Управления энергетической информации (Energy Information Administration, EIA), средняя стоимость топлива для дизельных электростанций в США в 2024 г. составляла $14,7 за 1 млн британских тепловых единиц (МБТЕ), тогда как для угольных – $2,5 за 1 млн МБТЕ, а для газовых – $2,8 за 1 млн МБТЕ.
Солнце для жилищного сектора
Еще одним назревшим решением является развитие автономной солнечной генерации, в том числе в ОЭС Юга, где дефицит мощности можно в значительной мере восполнить за счет использования фотоэлектрических панелей.
Показательным в этом отношении являются США, где к сентябрю 2025 г. почти 30% мощностей солнечной энергетики (58,4 из 199,7 ГВт) приходилось на установки мощностью до 1 МВт в жилищном, коммерческом и промышленном секторах. Такой масштаб связан в том числе с использованием налоговых льгот: в США 30% затрат на покупку и монтаж солнечных панелей можно вычитать из обязательств по подоходному налогу – соответствующая норма будет действовать до 2032 г. В России помимо налоговых стимулов важную роль может сыграть и импорт оборудования из Китая. Китайские производители фотоэлектрических модулей из-за профицита мощностей и торговых войн нуждаются в новых рынках сбыта.
Традиционная генерация: отказ от двухставочных тарифов
Для традиционной генерации нужны чуть более сложные решения. Во-первых, это пересмотр планов по вводу АЭС – самого дорогостоящего источника энергии. По оценке Международного энергетического агентства, удельная стоимость ввода атомных реакторов в Китае в 2023 г. составляла $2800 на 1 кВт мощности, тогда как угольных ТЭС – $800 на 1 кВт, а парогазовых установок – $560 на 1 кВт. Из-за высоких капзатрат атомные проекты, как правило, требуют господдержки, в том числе с использованием бюджетных средств, источником которых являются налоговые поступления. Поэтому атомную отрасль целесообразно переориентировать на экспорт с упором на контракты, в рамках которых ввод мощностей будет обеспечиваться за счет зарубежных потребителей, а не займов госбанков и межгосударственных кредитов.
Во-вторых, это частичный отказ от двухставочных тарифов, в рамках которых потребитель платит как за доступ к мощности, так и за используемую электроэнергию. Сейчас двухставочные тарифы являются основным источником покрытия капзатрат на строительство новой генерации. Отрасли нужен новый источник, который бы исключал рост нагрузки на потребителей. Как вариант, это дерегулирование рынка газа, которое бы увязывало предоставление права на трубопроводный экспорт с обязательствами по вводу не менее 250 МВт газовых ТЭС без взимания платы за мощность.
Увязка экспорта газа с вводом генерирующих мощностей резко повысит внутренний спрос на газовые турбины и парогазовые установки, что сделает бессмысленными квоты по локализации оборудования. Спрос будет заметно опережать предложение, причем даже в случае возвращения на российский рынок зарубежных поставщиков турбин, которые могут столкнуться с ростом заказов в США, где может произойти новый скачок газовой генерации благодаря буму искусственного интеллекта и дата-центров.
Сети: ревизия и реструктуризация
Вишенка на торте – реформирование сетевого комплекса, где ключевые решения можно свести к трем «р»: ревизии, разделению и реструктуризации.
Во-первых, это выделение сетевых активов из состава «Русгидро» и их передача независимой сетевой компании, которая будет находиться под жестким контролем ФАС. Среди прочего это позволит выполнить антимонопольные нормы, запрещающие совмещение функций производства и передачи электроэнергии.
Во-вторых, это глубокая ревизия активов «Россетей», подразумевающая поиск возможностей для сокращения расходов на невостребованные активы, в том числе за счет развития гибридной и автономной генерации в удаленных районах.
Наконец, в-третьих, это отказ от института системообразующих территориальных сетевых организаций: их внедрение оборачивается монополизацией региональных рынков сбыта электроэнергии и, как следствие, чревато риском роста цен.
Это лишь общий набросок мер, которые бы позволили привлечь негосударственные инвестиции в отрасль и удешевить цепочку производства, передачи и сбыта электроэнергии. В условиях, когда логика business as usual ведет к росту издержек, главная задача регулятора – поиск новых подходов.