– Заявленная тема не является новой ни для нашего комитета, ни для Госдумы, – речь о совершенствовании механизмов управления стратегическим развитием электроэнергетики, – сказал, открывая мероприятие, сенатор Юрий Федоров. – Мы неоднократно собирались для обсуждения этой проблематики. Необходимые документы приняты и система функционирует, но в определённый момент сложилось впечатление, что мы упускаем некоторые аспекты. Именно сейчас настало время для своевременной корректировки. Возможно, что-то действительно требует изменений. Допускаю, что у нас всё нормально, мы движемся в верном направлении. И всё же есть ощущение, что в наших стратегических документах мы где-то упускаем важные элементы. В целом на сегодняшний день реализован переход от разрозненных инструментов и единичных индивидуальных решений к комплексной системе стратегического управления развитием электроэнергетики. Эта система включает стратегические документы – от Энергетической стратегии и Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до схем и программ развития энергосистемы страны и регионов, а также механизмы формирования и обеспечения реализации конкретных проектов. Речь идёт о КОМ и КОММод – все присутствующие прекрасно знакомы с этими инструментами.
Система требует донастройки
– Перечень вопросов, заявленный вами, достаточно обширен. Наша система создана, функционирует, и мы, прежде всего, стремимся её донастроить, – поддержал модератора директор Департамента развития электроэнергетики Министерства энергетики РФ. В этой части наши позиции с вами действительно сходятся. Позвольте кратко осветить текущие результаты и предпринимаемые действия. Первое направление – дополнительная отработка инвестиционных проектов, формируемых регионами как с участием сетевых организаций, так и отдельно, в отношении Дальнего Востока. Энергосистема данного макрорегиона обладает спецификой, а его развитие координируется отдельным ведомством – Министерством по развитию Дальнего Востока. С начала текущего года мы дополнительно отрабатывали перспективные проекты, заявляемые регионами. В результате достигнута концептуальная договорённость о подходе, который впоследствии может быть закреплён в нормативных правовых актах. На данный момент согласовано, что верификацию проводит Министерство по развитию Дальнего Востока. Регионы, согласно действующему законодательству, продолжают собирать заявки на новые инвестиционные проекты – как на стадии присоединения к сетям (поданные заявки), так и на стадии планирования, поскольку многие из них являются долгосрочными и ещё не достигли этапа подачи заявок.
Верификация осуществляется по трём направлениям. Первое – подтверждение со стороны регионов: они в той или иной форме удостоверяют заинтересованность в реализации данных проектов. Учитываются также подписанные с регионами соглашения. Второй уровень – верификация с участием федеральных ведомств. Здесь мы анализируем позиции двух ключевых игроков. Это Министерство по развитию Дальнего Востока, которое, в том числе, отрабатывает проекты в рамках соглашений федерального уровня. Кроме того, учитываются преференциальные режимы. На уровне правительства приняты решения о введении особых режимов для территорий опережающего развития и территорий комплексного развития. Министерство по развитию Дальнего Востока учитывает проекты, соответствующие этим направлениям. Третий уровень – верификация с Министерством экономического развития. Итоговое решение по данному направлению мы передаём именно этому ведомству. На федеральном уровне определяется, присутствуют ли такие проекты в долгосрочных решениях и подлежат ли они учёту. Под указанные перспективные проекты мы совместно с системным оператором рассчитываем объёмы строительства генерации и сетей. Это поле верификации, поскольку не все проекты будут реализованы: некоторые, с горизонтом 2030–2033 годов, не попадут в Схему и программу развития электроэнергетики, тогда как другие необходимо учитывать с высокой степенью вероятности. Далее принимается решение либо об учёте конкретных проектов (что потребует изменения нормативной базы), либо об ином подходе.
Второй подход, обсуждаемый на уровне министра, предполагает учёт обобщённой перспективы. В настоящее время в качестве базы для всех регионов закладывается 5 % резерв. Системный оператор учитывает проекты не конкретно, а в виде общего объёма. Возможно, для территорий опережающего развития и Дальнего Востока, где потребление растёт, будет принято решение об увеличении резерва свыше 5%. Это позволит, с одной стороны, избежать излишней конкретизации проектов, которые могут меняться, а с другой – учесть общую динамику роста макрорегиона. Данное направление, как нам представляется, способно снять разногласия с инвесторами и регионами. Губернаторы лоббируют такие проекты, однако возлагать на них исключительную ответственность за конкретные решения было бы некорректно, поскольку многие факторы находятся вне их контроля, будучи обусловленными макроэкономической ситуацией. Это попытка федеральных ведомств занять взвешенную позицию по результатам обсуждений.
На совещании обсуждался порядок учёта проектов более низкого уровня – потребителей и развития сетей напряжением до 110 кВ, включая сети до 10 кВт. Совместная работа системного оператора и компании «Россети» направлена на учёт этих элементов развития в формируемых планах – Схеме и программе развития и Генеральной схеме. Логика предполагает совместные решения с регионом, включая регуляторные соглашения, под которые могут подписаться инвестор, регион и сетевая компания, для последующей передачи на более высокий уровень. Это касается изменений при формировании программы. Вы также представили множество новых подходов к механизмам инвестирования. Здесь выделяются два крупных направления. Первое – отработка и доработка существующих механизмов. В рамках утверждённой в прошлом году программы развития мы уже провели конкурсы, по результатам которых часть генерации отобрана и строится. Там, где конкурсы не состоялись, правительство поручило Министерству энергетики совместно с системным оператором провести отработку и вынести решения по назначению. В Центральной России (Москва и Московская область) и на Юге приняты решения о назначении. На уровне нормативного акта отработан порядок ценообразования, верифицирующий ценовые параметры, предложенные назначенными компаниями. Таким образом, Правительство назначило компании для реализации конкретных объектов.
На этапе назначения мы рассматриваем приблизительные проекты с точки зрения технических решений и оценочные – по стоимости, поскольку без технических решений оценка стоимости невозможна. Далее компания предоставляет предварительное технико-экономическое обоснование, а итоговые решения принимаются за год до реализации и после ввода объекта в эксплуатацию. Мы сохраняем действующую логику: компании инвестируют собственные или заёмные средства, строят станцию, и оплата с возмещением расходов производится только после ввода объекта.
Второе направление – масштабная работа Министерства над новым федеральным законом. Министр активно обсуждает эту тему. Данный механизм существенно меняет подходы к заказу оборудования и вводу его в эксплуатацию. Я не буду углубляться в детали, отмечу лишь, что по текущим механизмам, включая назначения, с компаниями достигнуто принципиальное понимание, и разногласий не возникает.
Третий элемент – это, вновь, существующие механизмы отбора мощностей в рамках проектов модернизации. Мы достигли договорённости и ведём работу по корректировке ценовых параметров, прежде всего потому, что они, к сожалению, перестали устраивать генерирующие компании. Здесь важно понимать: риски, которые принимают на себя компании, они стремятся закладывать в ценовую модель, а эта модель зачастую упирается в предельные уровни, установленные постановлением Правительства. Соответственно, работа по данному направлению продолжается. Среди крупных вопросов – принятые решения по сетевому комплексу. Здесь выделяются два магистральных направления. Первое – развитие магистральных сетей, куда включаются наиболее капиталоёмкие проекты.
Речь идёт о Федеральной сетевой компании. На уровне Правительства принято решение о дополнительной индексации тарифов. В настоящий момент эта работа переходит в активную фазу: Министерство экономического развития опубликовало прогноз социально-экономического развития с учётом данной индексации, в том числе для сетевых организаций, что, безусловно, вызвало широкую дискуссию. Однако эта мера необходима. Проекты, прошедшие верификацию и утверждённые постановлением Правительства, практически все оформляются в виде комплексного плана модернизации инфраструктуры – КПМИ. Большинство проектов вошли как в КПМИ с детальным перечнем и техническими параметрами, так и в механизм тарифной индексации. Параллельно мы провели соответствующую работу с компанией «Россети», выявив, что не все проекты – прежде всего касающиеся линий постоянного тока – охвачены в полной мере.
Если по остальным направлениям ситуация более-менее ясна, то проекты с наибольшими затратами – особенно на этапе начала работ – представляют сложность. К сожалению, мы давно не строили такие линии. В настоящее время два таких проекта – в Москве и Московской области, а также в Сибири – утверждены постановлением Правительства. Мы ведём работу по механизмам привлечения инвестиций совместно с «Россетями», прежде всего вне рамок тарифного регулирования. Работа по этому направлению продолжается. В неё также включена часть проектов по накопителям энергии. Недавно состоялось заседание Правительственной комиссии, на котором приняты дополнительные решения по накопителям на юге страны, в дополнение к ранее утверждённым мерам. Таким образом, в общих чертах: по генерации направление движения понятно; по сетевому комплексу приняты тарифные решения. Полагаю, что в ближайшее время мы сможем доложить, в том числе вам, о механизмах инвестирования в магистральные сети.
Своя турбина ближе к телу
– Мы стремимся к тому, чтобы все проекты, принимаемые в энергетике в рамках механизма КОММОД, максимально опирались на отечественное оборудование. Буквально чуть более месяца назад мы собирались и подробно докладывали вам по традиционной генерации, а также по заказам на газовые турбины,– напомнил руководитель Департамента машиностроения для ТЭК Минпромторга России Денис Кляповский. – Полагаем, что мы более или менее вошли в ритм по загрузке. Все машиностроители с нетерпением ожидают нового отбора в 2026 году, с изменёнными параметрами, поскольку в конце 2025 года состоялся не вполне успешный конкурс: компании не пришли, и машиностроители остались без заказов.
Разумеется, у нас сохраняются обязательства перед энергетиками, и мы выполняем их на особом контроле. По отдельным решениям, которые выносятся на правительственную комиссию, ещё в пятницу мы понимали: год назад нам нечего было предложить в рамках системы накопления. Сейчас мы близки к договоренности о поддержке в части требований по локализации системы накопления. Совместно с Минэнерго и «Россетями» мы прорабатываем вопросы постоянного тока, поскольку в технических аспектах производства оборудования у нас действительно существуют пробелы – долгое время ничего не строилось. Выражаем признательность «Россетям»: они самостоятельно запустили масштабный пул НИОКР по разработке оборудования.
Мы ожидаем запросы к Минпромторгу, в рамках которых могли бы не полностью отменять локализацию. Существует два пути корректировки: либо не применять требования локализации к определённому типу оборудования, либо для конкретного типа оборудования по 719-му постановлению устанавливать специальные условия с пониженными требованиями по локализации. Однако по существу мы будем настаивать, чтобы оборудование, используемое в новых стройках как сетевых, так и генерирующих компаний, было максимально ориентировано на отечественное машиностроение и электротехническую промышленность.
ФАС и профиль
– Наша служба уделяет первостепенное внимание вопросам стратегического развития электроэнергетики, мы принимаем активное участие в совершенствовании нормативно-правовой базы, – заверил начальник управления регулирования электроэнергетики ФАС России Дмитрий Васильев. – По ряду направлений мы выступаем инициаторами изменений, в частности, в части внедрения механизма целевой амортизации, призванного оптимизировать функционирование энергетической отрасли.
Нам удалось внедрить этот инструмент в сфере электроэнергетики. В настоящее время данный опыт перенимают другие отрасли, например, теплоснабжение. Механизм направлен на стимулирование инвестиционной активности. Если прежде амортизационные отчисления компании могли расходовать по собственному усмотрению, то в электросетевом комплексе амортизация теперь носит исключительно целевой характер. Мы убеждены, что этот инструмент следует применять не только в электросетевом секторе, но и в иных сферах, подлежащих тарифному регулированию.
Второй важный момент, уже упомянутый Андреем Геннадьевичем, – это институт регуляторных соглашений. Он был введён несколько лет назад и зарекомендовал себя крайне успешно. На сегодняшний день заключено 44 регуляторных соглашения, которые охватывают более 40 субъектов Российской Федерации. Мы ожидаем, что в текущем году их число увеличится ещё на десять.
Более того, мы продолжаем совершенствовать данный механизм. В частности, предусматривается возможность привлечения инвестиций в те направления и проекты, которые сложно реализовать в рамках действующей услуги по передаче электрической энергии. Мы адаптируем механизм под актуальные потребности субъектов и ведём работу над соответствующим нормативным актом. Кроме того, действует механизм единого тарифного регулирования, при котором несколько субъектов объединяются в один пул с установлением единого тарифа. Крупнейшая тарифная зона включает четыре субъекта: Курганскую область, Тюменскую область, Ханты-Мансийский автономный округ и Ямало-Ненецкий автономный округ. Тарифное регулирование там формируется на едином уровне, что позволяет выровнять дифференциацию, складывающуюся между регионами, особенно при значительных различиях в их экономической ситуации.
Данный механизм позволяет оптимизировать соответствующее направление. Наконец, одно из последних значимых нововведений – внедрение эталонного принципа регулирования в электросетевом комплексе. Переход на него состоялся в 2026 году. Впереди ещё два года переходного периода. Таким образом, к 2028 году все компании перейдут на метод эталонного регулирования – это исключительно эффективный и хорошо зарекомендовавший себя механизм. Он полностью исключает субъективность, присущую традиционным методам регулирования, обеспечивает прозрачность и создаёт предпосылки для оптимизации расходов в энергетической сфере. Что ещё следует отметить? Безусловно, все вопросы, связанные с инвестированием, вызывают нашу озабоченность с точки зрения ценовых и тарифных последствий.
Поэтому, какие бы проекты мы ни обсуждали, для нас крайне важно учитывать, что тарифы и цены не являются абсолютно эластичными. Этому аспекту необходимо уделять самое пристальное внимание. Любые проекты должны быть тщательно проанализированы на предмет их влияния на тарифы, особенно при оценке капиталовложений. Такие проекты могут быть несомненно значимыми, однако изучение тарифных последствий является обязательным условием их реализации.
О желаниях и возможностях
– Вопрос неплатежей действительно значимый риск, с которым нам предстоит работать, – считает председатель правления АО «Системный оператор Единой энергосистемы» Фёдор Опадчий. – На сегодняшний день мы уже приняли обширный набор решений, направленных на развитие. Выделяются три проблемных энергоузла (хотя Дальний Восток, строго говоря – целый макрорегион). В пятницу мы приняли технологическое решение, касающееся накопителей, которые позволят к горизонту 2031 года ликвидировать прогнозируемые дефициты. Однако необходимо понимать: согласно модели ДПМ, это означает, что после ввода соответствующих объектов их стоимость войдёт в плату для потребителей. Мы пока придерживаемся принципа, согласно которому стоимость новых объектов распределяется на всех участников. В этом контексте крупные энергоёмкие потребители, уже существующие в системе, могут испытывать ценовое давление по мере ввода новых мощностей.
Стратегический резерв мы закладываем на уровне 5 %, но лишь в тех регионах, где наблюдается значительный рост, формирующий дефицит. В регионах без активного развития и явного дефицита мы намеренно не предлагаем новое строительство, поскольку сейчас период дорогих денег и высокой стоимости стройки. Все принятые решения направлены исключительно на ликвидацию конкретных дефицитов. На горизонте 2030 года мы эти решения приняли.
Однако далее возникают новые прогнозы роста электропотребления, зафиксированные в генеральной схеме. К сожалению, помимо атомной генерации, прямого перехода в строительство на сегодняшний день нет. По гидростанциям есть поручение заключить ДПМ, но фактически стройки не начаты. Это означает, что, например, в ОЭС Сибири за горизонтом 2030 года начинает формироваться дефицит киловатт-часов, которого не было бы при реализации проектов из генсхемы. Поскольку эти проекты сдвигаются вправо, нам потребуется искать альтернативные мероприятия. В рамках темы сегодняшнего круглого стола мы совместно с Минэнерго прорабатываем механизмы, чтобы максимально быстро и своевременно запускать процедуры конкурсного отбора при изменении ситуации – как это уже сделано для накопителей. Нормативно можно внести изменения, позволяющие незамедлительно инициировать отбор. Это, во-первых, выиграет время. Во-вторых, что крайне важно, позволит выделить срок на проработку конкретных проектных технических решений, чтобы к моменту выбора инвестора можно было опираться на проработанные проекты. Сейчас при дефиците времени мы вынуждены выбирать из имеющихся. Это должно повысить предсказуемость и регулярность процесса дальнейшего развития энергосистемы.
Что касается планирования, у нас есть конкретный набор поручений по итогам анализа опыта применения нормативной базы, касающейся разработки СиПР и генеральных схем. Начиная с 2003 года накоплен практический опыт, и, кроме того, сформирован механизм СТСО – системообразующей территориальной сетевой организации, отвечающей за регион. Предлагается пять точечных изменений в нормативную базу, запущенную с 2023 года.
Первое: расширение возможностей СТСО предлагать проекты для объектов 110 кВ, когда это обусловлено развитием сети более низкого класса напряжения, поскольку СиПР охватывает исключительно 110 кВ и выше. Всё, что ниже, как раз видит системообразующая сетевая компания, имеющая планы развития на территории. Второе: регуляторное соглашение. Если регион и сетевая компания востребованы, а финансирование понятно, появляется возможность включать такие объекты в планы развития. Далее: предлагается сформировать дополнительный консультационный орган – экспертный совет. В этом году мы начинаем процедуру актуализации генеральной схемы, которую должны выпустить в следующем году. Возникает широкий круг сценарных вопросов: генсхема – результат выбора оптимального состава оборудования, но на вход подаются стоимости строительства и прогнозы, например, цен на газ. В текущей генсхеме заложен одно%ный опережающий рост цен на газ. При ином сценарии изменится длительность газовой генерации и капитальные затраты на разные виды генерации. Эти сценарные условия, подаваемые на вход процедуры, имеет смысл обсуждать в широком составе – с потребителями, генераторами и регуляторами – до получения результата, а не после.
Есть и технический вопрос – информационный обмен. Речь о возможности передачи телеметрии от объекта, например потребителя, не в центр управления сетями или диспетчерский центр, а туда, куда это сделать проще, с последующей ретрансляцией. Споров здесь нет, требуется лишь нормативное утверждение. Отдельно предлагается установить порядок рассмотрения разногласий при утверждении и разработке процедуры общественных обсуждений. По итогам формируется узкий перечень содержательных развилок, которые мы предлагаем снимать в штатном режиме на площадке министерства. Повторюсь: все эти вопросы носят характер улучшения процедуры, запущенной на основе полученного опыта. Тем не менее, существуют разные позиции, и дискуссию необходимо завершить, утвердив то, до чего удастся договориться.
И последнее – о перспективных новых инвестиционных проектах. Действительно, важно достроить процедуру оценки инвестиционной активности регионов, поскольку сегодня мы видим её слишком поздно: инвестор уже завершил проект и лишь затем пришёл к энергетикам, заключил договор технологического присоединения и попал в долгосрочные планы. Для крупных проектов, на этапе проектирования и определения финансирования, необходимо одновременно фиксировать потребности в энергетике, чтобы своевременно учесть их в прогнозах. Напомню и обратную сторону: если прогноз не обеспечен обязательствами, мы рискуем построить невостребованные объекты. Сегодня мы не можем себе этого позволить, поэтому тонкая донастройка процедур точно должна быть проведена.
Согласились и решаем
– Несколько комментариев относительно ранее озвученного соглашения, – говорит Даниил Краинский, заместитель генерального директора по правовому обеспечению ПАО «Россети». – Оно действительно представляет собой весьма эффективный инструмент. Подписанные документы, разумеется, преследуют две основные цели. Прежде всего, это обеспечение соответствующими тарифными источниками нашей деятельности, а также деятельности наших зон на соответствующих территориях. Естественно, для региона речь идёт о необходимом объёме инвестиций для реализации приоритетных проектов. В настоящее время данный институт продолжает своё развитие. Нами заключено уже 39 соглашений при присутствии в 62 регионах. В работе находится ещё девять. Всего по стране насчитывается 44 соглашения, часть из которых заключена компаниями, не входящими в нашу группу. Тем не менее, при стабильности указанных показателей, а равно и общеэкономических показателей, данный механизм, безусловно, станет весьма эффективным инструментом решения поставленных задач.
Механизм корректировки на случай изменения каких-либо ключевых параметров также предусмотрен действующим законодательством. Однако остаётся ещё ряд вопросов, требующих решения. В этой связи мы намерены в ближайшее время выйти в Минэнерго с инициативами по совершенствованию данного института. Повторюсь: механизм хорошо себя зарекомендовал, и мы движемся весьма успешно.
Что касается направления постоянного тока, это действительно новая история, хотя и базирующаяся на нашем советском наследии. В своё время эти перспективные проекты сыграли весьма существенную роль. Более того, наши китайские коллеги в настоящее время активно реализуют данную технологию, причём масштабы весьма серьёзны. Мы, соответственно, возвращаемся к этому вопросу и предлагаем также поставить его в число приоритетных. Сейчас речь идёт о проектировании. Однако впоследствии необходимо будет изыскивать источники для реализации этих капиталоёмких проектов, которые, тем не менее, позволят решить весьма серьёзные задачи, в частности, с точки зрения распределения соответствующих существенных объёмов мощностей в зависимости от мест их востребованности.
Что касается проработки и утверждения существующей нормативной базы, хотел бы отдельно коснуться программ повышения надёжности. В настоящее время данный термин, данная дефиниция, содержится в Федеральном законе об электроэнергетике № 35. Для целей его дальнейшего совершенствования сейчас подготовлены соответствующие нормативные изменения. Подготовлен проект Постановления Правительства о порядке утверждения программ по повышению надёжности функционирования сетевого комплекса. Данный документ определяет процедуру взаимодействия органов власти и субъектов электроэнергетики при разработке и утверждении указанных программ. Также подготовлен проект приказа об утверждении методических рекомендаций по разработке субъектами электроэнергетики и уполномоченными исполнительными органами мероприятий, включённых в программы по повышению надёжности. Документ включает перечень обосновывающих материалов, критерии для включения мероприятий в программу, источники финансирования, порядок мониторинга, анализа и реализации утверждённых мероприятий. То есть мы переходим к более детальной нормативной проработке и полагаем, что это также поможет с точки зрения прикладного использования данного инструмента.
Несколько статистических данных по данному вопросу. В целях обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей и поддержания комплекса в нормативном состоянии по поручению Президента был сформирован перечень 47 субъектов РФ, для которых требуется повышение надёжности. Потребность в финансировании мероприятий по регионам, находящимся в зоне ответственности ПАО «Россети», составляет порядка 550 млрдов руб.. Из 47 субъектов в зоне нашего присутствия находится 41, то есть львиная доля. Соответственно, мы здесь играем весьма активную роль, поскольку это крайне важно для реализации проектов в будущем. Первоначально на 2024–2027 годы объём финансирования был предусмотрен в размере 57 млрд руб. На сегодняшний день объём финансирования мероприятий программ повышения надёжности из федерального бюджета на 2024–2028 годы уменьшен и составляет 36 млрдов руб.. При этом объём финансирования определяется не исходя из сформированной потребности, а от величины поступления доходов по отдельным статьям федерального бюджета. Объём федерального финансирования за период 2024–2028 годов с учётом ранее выделенных средств покрывает порядка 6 % от потребности по 41 региону, о которых я упомянул. Это существенно ограничивает возможности реализации программ в полном объёме. При таких темпах финансирования несложные расчёты показывают, что выполнение подобных программ займёт более ста лет. Для решения данной проблемы считаем целесообразным рассмотреть возможность включения в федеральный бюджет на предстоящий и последующие плановые периоды специальной защищённой статьи, гарантирующей стабильное выделение бюджетных средств для выполнения соответствующих обязательств, независимо от иных факторов.
Постановлением Совета Федерации от июля прошлого года Правительству рекомендовано рассмотреть вопрос об исключении дублирующих функций системного оператора и ПАО «Россети», объединив эти функции в ПАО «Россети». Соответствующий законопроект был подготовлен Советом Федерации, однако не был поддержан Правительством (уже несколько раз). Из чего мы исходим при рассмотрении этого вопроса? С момента реформирования РАО «ЕЭС» полномочия системного оператора значительно расширились в сферах, не имеющих непосредственного отношения к управлению. Как нам кажется, данная ситуация нуждается в изменении. Присоединение новых крупных потребителей затруднено из-за технических отлагательных условий. Для целей присоединения соответствующего потребителя длительные сроки согласования технических условий, проектной документации, ввода в эксплуатацию энергетического оборудования и линий существенно влияют на сроки строительства объектов электроэнергетики, исполнения программ, повышают риски аварийных отключений и негативно влияют на уровень надёжности электроснабжения потребителей. Фёдор Опадчий рассказал о нескольких предложениях, которые были сформированы как системным оператором, так и нами, и неоднократно обсуждались для целей сближения позиций в этой части. Однако мы пока не приняли решений, эти дефиниции, которые были озвучены, обсуждаются нами уже на протяжении года. К сожалению, мы никуда не продвинулись, и ситуация остаётся сложной. Поэтому необходимо сближать позиции. Законопроект, подготовленный Комитетом по экономической политике Совета Федерации Российской Федерации, мы, безусловно, поддерживаем на данном этапе и на этом стоим.
Мы пытаемся совершенствовать существующую нормативную базу. Вы знаете, что у нас появился новый институт так называемых системообразующих территориальных сетевых организаций (сокращённо – СТСО). Данный институт начал работать с 1 января 2025 года и продемонстрировал существенную эффективность с нашей точки зрения, а также с точки зрения глав ряда субъектов. В частности, в 2025 году у нас было 19 аварийных ситуаций, где были задействованы силы и средства СТСО. Все эти аварийные ситуации, носившие техногенный или климатический характер, были быстро и эффективно устранены. Таким образом, механизм работает, однако, с нашей точки зрения, требуется проведение ряда доработок.
В частности, подготовлен соответствующий проект постановления Минэнерго, и мы также давали соответствующие предложения. Кроме того, подготовлен проект изменений в закон об электроэнергетике и отдельные законодательные акты, который предусматривает преимущественное право СТСО на приватизацию объектов электросетевого хозяйства, находящихся в региональной или муниципальной собственности и подлежащих передаче в СТСО. Также предусматривается расторжение действующих договоров аренды объектов сетевого хозяйства, находящихся в региональной и муниципальной собственности, передача таких объектов в безвозмездное владение и пользование СТСО, а также предоставление Правительству РФ полномочий по утверждению типовой формы договора безвозмездного пользования.
Для чего это необходимо? Реализуя действующие нормативные акты в сфере деятельности СТСО, мы столкнулись с рядом аспектов недостаточно эффективного взаимодействия с субъектами и муниципальными образованиями. Это обусловлено наличием ряда процедурных нюансов, которые на сегодняшний день остаются неурегулированными. Очевидно, что формируется как правоприменительная, так и судебная практика, поскольку подобные вопросы нередко становятся предметом рассмотрения в судах. Мы полагаем, и Министерство энергетики нас в этом поддерживает, что данные вопросы должны быть закреплены на законодательном уровне, дабы исключить споры и потерю времени. В условиях динамичного взаимодействия как с потребителями электроэнергии, так и с регулирующими органами любое промедление способно негативно сказаться на надёжности, чего мы стремимся избежать.
Подготовленный проект изменений исключает введение новых концессий в отношении объектов сетевого комплекса, а также договоров государственно-частного и муниципально-частного партнёрства в отношении сетевого хозяйства. Он предусматривает обязанность исполнительного органа субъекта РФ в области государственного регулирования тарифов предоставлять системообразующей территориальной сетевой организации (СТСО) необходимую информацию, включая коммерческую тайну, для проведения экспертизы тарифной заявки. Напомню, что СТСО наделена полномочиями по проведению экспертизы тарифных заявок с целью оценки соответствия параметров, закладываемых в заявки иных субъектов, действующему законодательству, а также для анализа инвестиционных программ. Эффект проведённой работы: в 2025 году осуществлялся анализ инвестиционных программ и тарифных заявок на 2026 год, в результате которого было выявлено нарушений на сумму порядка 4 млрдов руб. при общем объёме необходимого регулирования в 44 млрда руб..
Кроме того, мы полагаем необходимым передачу во владение и пользование территориальной сетевой организации (ТСО) не только объектов хозяйства, но и оборудования, необходимого для эксплуатации этих объектов. Я имею в виду, в частности, ремонтные базы, которые требуются непосредственно для обслуживания сетей, а также иные сопутствующие объекты. Это также вызывает определённые затруднения с точки зрения размещения персонала и техники, а также иных общехозяйственных вопросов, которые, тем не менее, крайне серьёзно влияют на оперативность. По мнению нашей компании, принятие законопроекта будет способствовать повышению качества функционирования СТСО и выполнению возложенных на них функций. Просим Комитет по экономической политике одобрить законопроект при его поступлении в Совет Федерации после принятия Государственной Думой. Ожидаем, что это произойдёт ориентировочно в начале осенней сессии текущего года.
У нас осталось ещё одно незавершённое дело. Премьер-министр отмечал, что кража электроэнергии в настоящее время не подлежит уголовной ответственности по Уголовному кодексу – абсолютно. Нефть и газ подлежат, а электроэнергия – нет. Необходимо урегулировать и этот вопрос. Законопроект прошёл первое чтение, однако ко второму чтению мы перенесли его на осень. Возражений от коллег из Государственной Думы, вроде бы, не поступает, однако это связано с определёнными процедурными сложностями.
Плюс один
– Поддерживаю коллег, которые уже высказались о необходимости донастройки существующих механизмов, – согласен директор по стратегии и инвестициям «Т Плюс» Вячеслав Скулкин. – Речь идёт о корректировке механизма прогнозирования, который лежит в основе документов планирования, а также о настройке уже действующих механизмов инвестирования. Мы последовательно выступаем за это. В частности, необходимо дополнительно учесть особенности участия ТЭЦ в КОМ и продлить сам механизм, чтобы он функционировал и за 2031-й год. Всем известно, что мы строим на наших площадках – пока на одной, затем приступим на второй – в рамках технологического суверенитета — ПГУ российского производства. Мы хотели бы, чтобы это нашло подтверждение и поддержку в рамках фабрики проектного финансирования. Если это возможно, выделение дополнительных лимитов могло бы ускорить реализацию данного проекта. Однако всё это мы относим к настройке.
Сосредоточусь на вопросе ритмичности всей существующей системы. Если мы признаём, что система планирования и прогнозирования в принципе существует, и мы её донастраиваем, видя новые проекты на более отдалённые горизонты, то она должна чётко переходить в систему принятия инвестиционных решений на долгосрочную перспективу. Это критически важно для генерирующих компаний при планировании деятельности. Необходим горизонт времени, превышающий один год – в рамках программы КОМ мы оперируем ближайшими пятью, а возможно, и десятью годами.
В этом смысле с атомной генерацией ситуация более понятна, сложнее с тепловыми станциями. В этой части мы рекомендовали бы рассмотреть данный вопрос, а также предложения коллег – возможно, из Министерства энергетики или Системного оператора – о том, как донастроить систему для синхронной работы. Важно, чтобы частные случаи – назначенцы, формируемые в рамках КОМ НГО, и дефициты, возникающие в схемной программе, – оставались исключительно единичными, как изначально задумано. Они должны применяться лишь в крайних, уникальных случаях, когда иной способ решения невозможен. Если бы система была более гибкой, а все планы и прогнозы на долгие горизонты автоматически переходили в определённый отбор и соответствующие решения, мы могли бы развивать страну более ритмично, синхронизируя планы как со стороны генерации, так и со стороны потребителей.
Не задирать планку
– У нас есть пять предложений по заявленной теме, – вступил в дискуссию Валерий Дзюбенко, директор Ассоциации сообщества потребителей энергии. – Прежде всего, хотелось бы напомнить, что примерно год назад в Правительстве состоялась стратегическая сессия, и одной из целей стратегического развития электроэнергетики, озвученной главой Правительства, было сохранение конкурентного преимущества в виде низкой цены электроэнергии для бизнеса и граждан. Полагаю, это важнейший императив, ради которого мы, собственно, и работаем, и обсуждаем данную проблематику. В последнее время, к сожалению, это преимущество постепенно размывается. Крайне не хотелось бы войти в историю как период, когда Россия выбыла из клуба стран с самой дешёвой электроэнергией в мире. Отсюда шесть предложений.
Первое. В сфере стратегического планирования, на наш взгляд, существует серьёзная проблема, связанная с качеством исходных данных. Здесь, как в известном анекдоте: главное – не выйти на самих себя. Потребители также предоставляют определённые сведения, заявляя их системному оператору. К сожалению, эти данные не всегда являются достаточно качественными и надёжными, отчего страдают прогнозирование и планирование. Аналогичные вопросы, безусловно, возникают и в части генерации: во время кампании по получению паспортов ГЗП генерация чувствует себя прекрасно, но как только возникает необходимость согласования ремонтных площадок, у неё сразу появляются проблемы. В этой сфере также необходимо навести фокус. В данном контексте мы горячо поддерживаем предложение создать консультативный совет – своего рода штаб при системном операторе, который владеет исходными данными для перспективного планирования. Включить туда представителей потребителей, генерации и, безусловно, регуляторов, которые смогут обеспечить качество исходных данных, улучшить механизмы и методику прогнозирования. Собственно, это и есть предложение номер один. Речь идёт о нескольких ГВт, которые мы можем оптимизировать для энергосистемы и дополнительно не тратить общественные средства.
Второе предложение касается инвестиций: мы спланировали, поняли, сколько необходимо строить, и теперь нужно определить источники финансирования – это краеугольный вопрос. На базовом уровне мы сейчас активно используем инструмент ДПМ. Он обеспечивает фондирование, но с банковским финансированием связана проблема высокой стоимости. Если мы ищем удешевление, то, как отметил в недавнем интервью вице-премьер Александр Новак, необходимо постепенно переводить инструменты привлечения средств с банковского финансирования на фондовый рынок. Ставка там будет точно дешевле; она может быть чуть выше, чем ОФЗ, но определённо ниже корпоративного долга. Электроэнергетика – это консервативная, капиталоёмкая отрасль с надёжным платёжом и стабильными инвесторами, поэтому ставку можно привлечь по гораздо более низкой цене. Это выгода как для генерирующих компаний, так и для потребителей, которая отразится на конечной цене. По нашим оценкам, которые мы провели на основе экспертизы, сумма экономии только на ставке привлечения составляет 2,5 – 3 трлн руб. В первую очередь это касается инструмента, который мы выбрали после долгих изысканий, – инфраструктурных облигаций. Они позволяют сделать инвестиции целевыми и получить ставку на уровне квази-суверенного или суверенного риска.
Третье предложение – по энергомашиностроению. Мы, дискутируем с коллегами из Минпромторга, но, как представляется, энергомашиностроение сегодня не вполне готово обеспечить все запросы электроэнергетики. В этой связи не хотелось бы оказываться в ситуации, когда технологический суверенитет, будучи краеугольной и важнейшей задачей, приводит к тому, что мы останемся без света. Мы понимаем, что не только электроэнергетика является заказчиком энергомашиностроительного оборудования: потребители сами строят свои станции, и важно учитывать этот спрос. Предложение таково: если мы осознаём, что машиностроение не справляется, и планируем новый отбор при ограниченном предложении, возможно, стоит рассмотреть вариант допуска инвесторов с импортным оборудованием, но с повышающим коэффициентом к торговой цене. Для инвесторов с отечественным оборудованием следует установить понижающий коэффициент. Соответственно, это в некоторой степени примирит нас с вопросом негибкого подхода к технологическому суверенитету – аналогично утильсбору, который взимается при ввозе импортного автомобиля.
Четвёртое предложение касается сетевых инициатив. Поток сетевых инициатив и новелл в нормативно-правовом поле, которые мы наблюдаем, весьма велик, и нам сложно их отслеживать. Нередко они создают дополнительный тарифный рост. В этой связи, на наш взгляд, было бы правильно вернуться к стратегии развития электросетевого комплекса. Она утверждена в 2013 году, прошло 13 лет, но мы функционируем в совершенно других условиях и реалиях. Было бы правильно перенести планирование на долгосрочный период. Если мы обновим стратегию развития электросетевого комплекса, ситуация станет понятной и для компании «Россети», и для потребителей, и для регулятора: мы будем знать, куда движемся и каких целевых ориентиров достигаем.
Предложение пятое – в текущей стратегии развития электросетевого комплекса заложено 50 млрдов перекрёстного субсидирования, но у нас оно заметно больше. Необходимо обновление.
И наконец последнее предложение. Существует определённая неопределённость, достаточно значительная, связанная с геополитическими рисками и влиянием внешней конъюнктуры как на потребителей, так и на генерацию. Так, Челябинский электрометаллургический комбинат сталкивается с базовой проблемой ценовой конъюнктуры. Речь идёт не только и не столько о росте цен на электроэнергию: поднялись цены на сырьё, упали цены на продукцию, образовались разрывы, и, как следствие, возникают неплатежи. В этой части, как представляется, в рамках энергосистем важно обратить внимание на инструменты гибкости. Они у нас развиты скромно. Показатели демпфирования и управления спросом составляют доли %а от установленной мощности, тогда как в зрелых энергосистемах они достигают 10%. Необходимо рассмотреть возможности участия собственной генерации потребителей в развитии энергосистем. «Алроса» уже строит собственный энергообъект, чтобы заместить часть потребностей на Дальнем Востоке. Потребители к этому готовы и при определённых условиях намерены инвестировать в собственные энергообъекты, тем самым снижая объём потребностей для энергосистемы.
ВИЭ: вот и экономика
– Возобновляемая энергетика сегодня является главным мировым трендом развития энергосистем, – заявил директор Ассоциации развития возобновляемой энергетики Алексей Жихарев. Мы выбрали страны, не вызывающие дискуссий относительно стратегических приоритетов, это как государства СНГ, так и другие дружественные страны. Редко где целевые показатели доли биогенерации в энергосистеме опускаются ниже 30 %. В нашей стране этот показатель пока едва превышает 1 %. Важно также отметить, что активное развитие мировой энергетики привело к значительному снижению цен на оборудование и, соответственно, на электрическую энергию, вырабатываемую объектами возобновляемой генерации. Аналогичная тенденция наблюдается и в системах накопления энергии. За последние пять лет стоимость оборудования сократилась более чем на 80 %ов, что напрямую повлияло на стоимость электрической энергии, поставляемой такими объектами.
В контексте задач, поставленных Министерством промышленности и торговли, и достижения технологического суверенитета особенно важно, что глобальный рынок формирует устойчивый и серьёзный спрос на оборудование. Ежегодный прирост мощностей в возобновляемой энергетике составляет около 700 гигаватт: в прошлом году было введено 693 гигаватта новых мощностей. Та же тенденция прослеживается и в сегменте накопителей, где ежегодный ввод стремится к 50 гигаваттам. Таким образом, формируется значительный спрос, в том числе для предприятий, создаваемых в рамках национального проекта по достижению технологического суверенитета. Что происходит в этой сфере у нас?
За последние десять лет в России введено более 5,5 гигаватт мощностей в энергетике. Графики ежегодных вводов демонстрируют постепенное восстановление отрасли после кризисного 2023 года. Мы возвращаемся к показателю порядка 1 ГВт в год. Созданы промышленные предприятия по производству оборудования для ветроэлектростанций, солнечных электростанций и малых гидроэлектростанций. Активно развивается промышленность в секторе систем накопления энергии. В контексте сегодняшней темы – стратегического развития – важно проанализировать, к чему привёл этот относительно короткий период развития отечественной энергетики. Сейчас мы наблюдаем, что проблема, остро стоявшая в начале реализации программы стимулирования инвестиций в этот сектор, а именно более высокие цены на электрическую энергию от таких станций, фактически исчерпана. Возобновляемая энергетика стала одним из самых доступных источников электрической энергии в нашей энергосистеме. По солнечной и ветровой генерации стоимость составляет от 10 до 13 руб. за киловатт-час, тогда как для проектов тепловой генерации эти значения выше – от 18 руб. и более.
Даже в комбинации с системами накопления энергии объекты совместного использования накопителей и возобновляемых источников энергии укладываются в стоимостные показатели других видов генерации. Это подтверждается данными нижнего графика: мощность, предоставляемая такими объектами, уже дешевле, чем мощность альтернативных объектов тепловой генерации. Этим преимуществом необходимо воспользоваться в период ускоренного роста энергопотребления и повышенной потребности в дополнительных мощностях. При дефиците денежных средств и инвестиционных ресурсов критически важно выбирать наиболее эффективные решения здесь и сейчас. Что мы видим в генеральной схеме, которая уже утверждена? Сейчас начинается стадия актуализации генеральной схемы. В ней заложено множество проектов строительства новой генерации, включая объекты возобновляемой энергетики. До 2042 года к существующим на конец 2025–2024 годов объектам должно прибавиться около 16 ГВт, однако эти объекты пока не поименованы.
В этой связи ряд предложений. Учитывая амбициозные требования по степени локализации и серьёзные задачи по достижению технологического суверенитета и лидерства, крайне важно сформировать долгосрочный и надёжный инвестиционный сигнал. Инвесторы, вкладывающие средства не только в строительство генерирующих объектов в конкретных локациях, но и обязанные создать промышленное производство оборудования, должны иметь горизонт планирования не два-три года, а желательно десять и более лет. Именно поэтому, в соответствии с предложениями, озвученными Александром Новаком на недавнем заседании коллегии Минэнерго, необходимо проводить долгосрочные технологически нейтральные отборы на максимально продолжительный период. Этот механизм позволит сформировать прозрачный и устойчивый инвестиционный сигнал для участников рынка. Регулятор будет уверен в выборе оптимального решения, потребитель – в том, что это решение приведёт к наименьшей стоимости электрической энергии и мощности. В свою очередь, инвестор, реализующий проект, принимает на себя обязательства по его строительству и несёт финансовую ответственность в соответствии с правилами оптового рынка электрической энергии и мощности.
Разрыв в электрической цепи
– Отталкиваясь от темы сегодняшнего круглого стола, несколько слов скажу о проблемах системы управления развитием электроэнергетики, – продолжил заместитель директора Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН Сергей Подковальников. – Прежде всего следует отметить, что система управления, сформировавшаяся в настоящее время, включает в себя как планирование и проектирование развития электроэнергетики, так и механизмы реализации субъектов электроэнергетик. Иными словами, это довольно развитая система. Однако решения, сформированные на уровне планирования и проектирования – оптимальные решения по развитию электроэнергетики – на этапе реализации встречают определённый разрыв. То есть не все решения, которые сформированы на этапе планирования, проходят этап конкурентного отбора мощностей. Здесь возникает некоторый разрыв в системе. Безусловно, существует ручной механизм, ручная настройка, но тем не менее данный разрыв сохраняется. Кроме того, система несколько ограничена в том плане, что в инвестиционные программы субъектов Федерации включаются только те решения, которые обосновываются и утверждаются Министерством энергетики и Росатомом. Фактически в них попадают лишь решения, сформулированные на уровне Генеральной схемы и Схемы и программы развития электроэнергетики.
Также нельзя не отметить, что существующая система уделяет больше внимания крупным объектам – электростанциям и высоковольтным сетям. При этом сети среднего и низкого напряжения в значительной степени выпадают из поля внимания. Учитывая, что активно развивается распределённая генерация, распределённые ресурсы, повышается роль потребителей и так далее, система превращается в так называемую централизованно-распределённую структуру. В этом плане современная система управления развитием, не вполне соответствует новым условиям. Что я могу отметить в качестве предложений? Прежде всего, необходимо добиться большего понимания обоснованности решений по развитию электроэнергетики. На этот вопрос, на мой взгляд, следует обратить более пристальное внимание, поскольку существуют решения, крайне чувствительные для населения. Примером могут служить атомные станции – предложения о размещении атомных объектов в регионах, где ранее не было атомной энергетики. Это очень чувствительное решение, в первую очередь для населения. Подобные вопросы необходимо обосновывать более тщательно, и убедительно демонстрировать необходимость развития таких объектов.
Понять и принять неизбежное
– Наша тема – совершенствование механизмов управления развитием электроэнергетики. Но, честно говоря, стратегия всё больше напоминает тактику, – подлил масла в огонь первый заместитель председателя Комитета Госдумы по энергетике Валерий Селезнёв. – Вот что беспокоит. Мы много времени уделили спору, нужны ли СТСО или нет, годы ушли на дискуссию. Однако в итоге мы пришли к тому, к чему нас вынудила жизнь. Ибо то, что творилось на рынке сетевых организаций, всем известно. Сейчас мы продолжаем спорить: надо ли развивать этот институт? Но, думаю, у большинства здравомыслящих людей, не имеющих частной заинтересованности, это не вызывает сомнений. К чему я сделал эту подводку? У нас есть ситуация, которая говорит сама за себя. Мы можем выступать против того предложения, которое Минэнерго, с точки зрения законопроекта о содействии развитию инфраструктуры и повышении эффективности управления в сфере электроэнергетики, вынесло на общественное обсуждение. Оно, в общем-то, завязло, а затем, в особом режиме, было внесено к нам в Госдуму. Мы дали своё отношение. Наш Комитет по энергетике высказался более лояльно к этому законопроекту; Минфин – менее, ибо там затрагивается множество вопросов действительно стратегического характера: по выплате дивидендов госкомпаний и прочее.
Но при этом на 1 января 2026 года установленная мощность электростанций России – 271 ГВт. Программа ДПМ была принята в 2024 году, мы уже в 2026-м. Построить надо 88 ГВт, а за два года построили одини вывели почти полгигаватта. Жизнь нас в любом случае вынудит принимать очень непопулярные решения. Те решения, что предлагаются сейчас, которые влекут удорожание киловатта на 50 %, покажутся детским лепетом по сравнению с тем, что придётся делать. Поэтому я предлагаю вернуться – и Совету Федерации, и нам, сообществу – к активному обсуждению законопроекта, который, пусть и в достаточно сыром виде, потому что лучшего у нас нет. Иначе нам придётся срочно думать не о стратегии, а о переходном периоде между плохим и очень плохим, принимая всё больше непопулярных решений.
Теперь – недофинансирование сетевого комплекса, это несколько страшит. Когда мы выезжаем в регионы, вопросы задают одни и те же. Количество вопросов по сетевому комплексу несопоставимо больше, чем по генерации. Не будем забывать: генерация – это конкурентный рынок; сетевой комплекс искусственно был создан конкурентным на распределительных сетях. На магистрали никакой конкуренции по большому счёту нет и быть не может, ибо это естественная монополия; то, что невозможно или нецелесообразно повторить. Целесообразности в повторении нет, но мы видим это повторение во многих случаях и выдаём за конкуренцию.
Буквально на правкомиссии принималось решение по строительству генерации. Строительство электросетей, которые увязали бы эту генерацию с единой энергосистемой, не отфинансировано. Можно согласиться, что решение правкомиссии служит исходным пунктом в поисках финансирования для тех электросетевых объектов, которые необходимы для реализации. Но я считаю: когда мы планируем генерацию, сразу же должны определять источники финансирования из сетей.
Теперь болезненный вопрос о взаимодействии ПАО «Россети» и СО ЕЭС. Давайте говорить серьёзно: если из двух спорящих один отвечает за надёжность (физически отвечает), а второй – за непонятно что, то спор закончится логично: волевым решением всё будет передано в «Россети» как оператору. Ибо другого в мире не выдумали: либо порознь, но договорившись, либо в единый сетевой комплекс, который берёт инициативную ответственность и говорит, что всё будет хорошо. Но когда выдаются технические условия на большие проекты, «Россети» берут на себя ответственность, выдают техприсоединение с минимальным количеством мероприятий, понимая: проекты нельзя загубить. А потом это уходит на согласование, и происходит трансформация техусловий. Начинается перетягивание каната: кто виноват? Кто догружает или не догружает на первоначальном этапе? Моя симпатия как потребителя будет всегда на стороне того, кто не догружает. Это носит масштабный характер: перегружать экономику и население не стоит.
И последнее, мы вырабатываем стратегию; надо искать системное решение. Почему я начал с СТСО? Много спорили; говорили, что это убийца конкурентного рынка на рынке ТСО. Кто пострадал? Никто, кроме отдельных личностей, которые сейчас запутались в уголовных делах, преследованиях и субсидиарных ответственностях. И здесь то же самое: этот спор надо прекращать. Считать, что он приостановлен, – недальновидно и наивно. Давайте примиримся и с be ready – найден механизм в части возврата первому инициатору за счёт последующих затраченных средств на перегруженное техприсоединение. Я не видел ни одного, кому бы что-нибудь вернули за счёт второго, третьего и последующего абонентов. Поэтому надо отрабатывать гарантированные методики, гарантированные механизмы, при которых инвестиции в сетевой комплекс пойдут. Для генерации возможностей развития много, как и механизмов гарантированного возврата инвестиций. Но гарантированного возврата инвестиций в сетевой комплекс на сегодняшний день, кроме регуляторных соглашений, которые идут со скрипом и включают далеко не всё необходимое, ещё не придумано. Давайте задумаемся.
Спрашивали? Объясняем
– Необходимо осознать истинную природу проблемы, – пояснил Фёдор Опадчий. – Её корень в том, что мы вышли из продолжительного периода системных избытков и вошли в эпоху дефицитов. Примерно четыре года назад мы превзошли советские максимумы. Прежний порядок, при котором можно было просто прийти и подключиться, решив локальную задачу на конкретной подстанции, более не работает. Ранее в системе существовали значительные резервы. Однако мы перешагнули этот порог. Экономика страны выросла, потребность в электроэнергии возросла, тогда как парк генерации неизбежно стареет. Сегодняшние трудности, по сути, упираются в техническое состояние и возраст генерирующих мощностей. Таким образом, на тренд растущего потребления наложился тот факт, что мы исчерпали все накопленные ранее запасы. Доступная мощность генерации неуклонно снижается. В регионах, развивающихся наиболее динамично, возникает острая проблема: оперативно подключить нового потребителя невозможно не только из-за отсутствия свободной ячейки или трансформатора на подстанции. В целом, как, например, на Дальнем Востоке, катастрофически не хватает самой генерации. Сетевики технически способны обеспечить быстрое подключение при наличии свободной ячейки. Однако кто-то должен гарантировать, что массовое присоединение новых потребителей не приведёт к системному коллапсу, когда условия энергоснабжения для уже существующих потребителей будут неотвратимо нарушены. Именно поэтому определена роль системного оператора и наша прямая ответственность: следить за тем, чтобы каждое новое присоединение не создавало угрозу надёжности ни на смежных объектах, ни в энергосистеме в целом. Проблема отнюдь не в длительном рассмотрении бумаг. Проблема в том, что технические сложности, возникшие в энергосистеме сегодня, отсутствовали ещё пять лет назад. Именно поэтому были введены новые процедуры планирования. Они требуют времени и инженерных подходов. Какова бы ни была конфигурация юридических лиц, придётся решать двуединую задачу: и дефицит генерации, и наличие свободной ячейки на подстанции. Таким образом, происходит некая подмена понятий. Давайте заменим её на ясное понимание сути.
Один гигаватт в поле не воин
– Для реализации генеральной схемы необходим ввод по 5 ГВт ежегодно, – вернулся к теме директор Ассоциации «Совет производителей электроэнергии и стратегических инвесторов электроэнергетики» Дмитрий Вологжанин. – Однако на текущий момент вводится 1 ГВт. Чтобы переломить эту ситуацию и начать ритмичное строительство в рамках исполнения генеральной схемы, мы провели анализ и предложим несколько тезисов. Первое – необходимо строить качественное новое оборудование совместно с энергомашиностроителями, а именно парогазовые установки (ПГУ) на газовом топливе. Это эффективное решение. Однако на сегодняшний день все такие установки находятся на стадии опытно-промышленной эксплуатации. По сути, в последнее время не введена ни одна крупная отечественная ПГУ. Как любая новая технология, особенно для отечественных энергомашиностроителей, она сопровождается так называемыми «детскими болезнями». В связи с этим мы хотели бы выступить с инициативой: на период реализации и последующей эксплуатации объектов, которые по сути являются головными образцами, разрешить нам, как генерирующим компаниям, не платить либо платить сниженные штрафы. Это позволит нивелировать остановки оборудования, связанные с отработкой отечественных технологий.
Ещё момент, который хотелось бы отметить: для запуска инвестиционного цикла у нас есть всё – понимание, сколько и какого оборудования требуется. Однако недостаёт инвестиционных ресурсов. Эти инициативы уже обсуждаются на площадках Министерства энергетики. Мы просим, чтобы меры поддержки и стимулирования инвестиций были совместно проработаны и реализованы на законодательном уровне. К таким мерам мы относим предварительное финансирование энергостроек на этапе инвестиционного цикла. В настоящее время энергетика остаётся едва ли не единственной отраслью, где мы вынуждены привлекать дорогие кредиты, строить, и только затем начинать получать доход. Предлагаем начать финансирование непосредственно с началом стройки. Кроме того, к мерам поддержки относим льготное кредитование как генерирующих компаний, так и энергомашиностроительных предприятий. Это позволит снизить конечную цену электроэнергии. Также необходимо внедрение налоговых преференций за использование инновационного российского оборудования, чтобы подход был двусторонним.
Итак…
– Быстрых рецептов, вероятно, не сформировать, – подвёл итог сенатор Виктор Калашников. – Сближение будет происходить последовательно – через обсуждения и постепенное уточнение позиций. Экономическая ситуация и состояние рынка заёмного финансирования медленно, но неуклонно улучшаются. Тем не менее, предстоит ещё многое. Крайне серьёзной проблемой остаётся энергетическое машиностроение и освоение новых технологий. Однако иного пути у нас нет. Президентом определена повестка технологического развития: в первую очередь это критические технологии и обеспечение технологического суверенитета. В данной связи возможны отдельные перехваты и заимствования, но в целом мы обязаны располагать собственными решениями. Не сомневаюсь, что это будет дороже – но, суверенитет стоит затрат. Энергоснабжение должно быть надёжно гарантировано и, безусловно, предоставляться по минимально возможным тарифам.
