20.10.2025 Газета Интер РАО «Энергия без границ», №4 (93) 2025
Прошлым летом в рамках разработки Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2042 года впервые прозвучала оценка дефицита отраслевых инвестиций: незначительно изменившись в ходе обсуждений, сумма составила 41,6 трлн рублей. Тема поиска источников финансирования и новых инвестмеханизмов стала главной в отраслевых обсуждениях, но казалось, что за год дискуссий участники рынка согласовали только одну значительную новацию – авансирование новых строек генерации со стороны потребителей. Сенсация прозвучала в сентябре на Восточном экономическом форуме (ВЭФ-2025), когда Минэнерго объявило о создании нового закона об электроэнергетике, регулирующего вопросы её развития.
Принятая в этом году Энергетическая стратегия России до 2050 года предусматривает рост установленной мощности электростанций с нынешних 269 до 331 МВт. В Генсхеме-2042 запланировано строительство 88,4 МВт новой генерации и модернизация 64 МВт действующей. Планы сетевого строительства прописаны в Генсхеме только до 2036 года: протяжённость новых ЛЭП составит 13,8 тысячи км, трансформаторная мощность – 14,1 тысячи МВА.
Инвестиции в отрасль до 2042 года (в прогнозных ценах соответствующих лет) оценены в 42,6 трлн рублей с НДС: из них 2,55 трлн нужны на электросети и 40,05 трлн – на электростанции. Внутри генерации объёмы необходимых капзатрат распределяются следующим образом: 20,73 трлн рублей потребуется для ТЭС, 13,78 трлн рублей – для АЭС, 2,9 трлн – для электростанций на основе ВИЭ и 2,64 трлн – для ГЭС и ГАЭС. Надо помнить, что платёж потребителей за электроэнергию и мощность будет включать не только капзатраты энергетиков, но и стоимость кредитов, которые они привлекут для реализации проектов.
В прошлом году в рамках форума «Российская энергетическая неделя» (РЭН-2024) первый зампред правления Сбербанка Александр Ведяхин пояснял, что доля затрат на заёмное финансирование в себестоимости газовой генерации на протяжении жизненного цикла (LCOE) оценивается более чем в 38% при средней процентной ставке на уровне 15% (ключевая ставка Банка России за последний год составляла 17–21%, так что говорить о меньших цифрах в реальности пока невозможно).
На конференции Совета производителей энергии (СПЭ) в сентябре 2025 года председатель его набсовета Александра Панина представила оценки распределения возврата инвестиций. При CAPEX 40 трлн рублей в зависимости от доходности – 14 или 17% – реальный платёж потребителей составит 140 трлн и 167 трлн рублей соответственно. Стоимость заёмных денег в платеже при этом будет достигать 53 или 57%.
Когда в отрасли в прошлом году стартовали многочисленные дискуссии о поиске источников финансирования, они свелись к уже обсуждаемым несколько лет инструментам. Текущая модель финансирования инвестпроектов основана на договорах на поставку мощности (ДПМ), запущенных в ходе реформы РАО «ЕЭС России». Этот механизм предполагает заключение обязательных инвестконтрактов между потребителями и генераторами на оптовом энергорынке, по которым инвестиции энергетиков в новую генерацию возвращаются за счёт повышенных платежей потребителей за мощность. Генкомпании строят новые энергоблоки на собственные и заёмные средства, а финансирование со стороны потребителей открывается на 10–15 лет после ввода 08 блоков в эксплуатацию.
Среди новых источников и инструментов привлечения финансирования в отрасль назывались бюджетные инвестиции через государственные компании, различные формы государственно-частного партнёрства, крупные налоговые льготы, софинансирование процентных ставок со стороны государства, зелёные сертификаты для финансирования именно зелёной энергетики. Звучали предложения присмотреться к модели Манкалы, которая была использована для строительства АЭС «Олкилуото-3» в Финляндии: много покупателей электроэнергии объединились в один большой фонд, инвестировали деньги в «Олкилуото-3» и получили в обмен на это право и одновременно обязанность (как take-or-pay) покупать электроэнергию по фиксированной цене дешевле рынка. Практически семейством инвестмеханизмов являются соглашения о покупке электроэнергии (power purchase agreement, PPA), в рамках которых генератор и потребитель на долгий срок заключают договор о том, что покупатель будет приобретать энергию по повышенной цене. Отдельно в обсуждениях фигурировали контракты на разницу цен, когда государство доплачивает генераторам, если цена рынка уходит ниже прописанной в контракте, и изымает – если поднимается выше.
Вариант снижения инвестиционных потребностей генкомпаний с 40 трлн до 25 трлн рублей в рамках Генсхемы предложили промпотребители. Помимо традиционных тезисов о необходимости господдержки, отказа от механизма договоров предоставления мощности и внедрения различных вариантов PPA, они выдвинули два новых предложения. Как заявил глава набсовета ассоциации «Сообщество потребителей энергии» (АСПЭ) Владимир Тупикин, объём вводов собственной генерации промпредприятий до 2042 года может составить 15–17 ГВт, хотя более реалистичной является цифра 10 ГВт.
Ввод 10 ГВт промгенерации позволит снизить дефицит средств на реализацию Генсхемы на 10–12 трлн рублей, следовало из презентации г-на Тупикина. Однако для реализации этого плана необходимо в первую очередь снять нормативные ограничения, действующие в отношении промгенерации, что позволит крупной промышленности самостоятельно решать проблему энергообеспечения в названном объёме, говорил глава АСПЭ. Второе из новых предложений АСПЭ – использовать для финансирования новой генерации авансы от потребителей с помощью системы эскроу-счетов, которая предполагает поэтапное получение денег компанией, строящей энергоблок. Этот вариант особенно актуален, так как позволяет привлечь проектное финансирование под 4–9%, что несопоставимо с текущими ставками по кредитам, отмечают в АСПЭ. Авансирование оказалось точкой соприкосновения интересов участников энергорынка. «По мнению Совета производителей энергии, авансовые платежи в системе строительства объектов новой генерации – это механизм win-win: он был бы выгоден как генераторам, так и потребителям электроэнергии. Генераторам он позволит ускорить получение денежных средств для начала реализации проектов. А потребители выиграют от снижения совокупного платежа за весь период проекта, так как на объём аванса снизится CAPEX в цене мощности», – комментировали в СПЭ.
До сентября авансы были, по сути, единственным новым механизмом, который согласовали игроки отрасли. Однако на ВЭФ-2025 хедлайнером инвестиционной повестки стало Министерство энергетики России, заявившее о необходимости создания специализированных проектного и финансового институтов. «Один из важнейших механизмов, чего нам не хватает ещё в работе и что мы постараемся сделать в этом году, – я предварительно выступал по этой теме и в Совете Федерации, и в Государственной Думе, предложение Минэнерго поддержано, – это создание отдельного закона по электроэнергетике в Российской Федерации… На основе этого закона были бы упрощены все процедуры, связанные с развитием электрогенерации, утверждены новые механизмы, по которым будем работать, в том числе и механизмы финансирования», – сообщил глава Минэнерго Сергей Цивилев.
Вскоре первый вариант анонсированного законопроекта поступил для обсуждения отраслевому сообществу. Документ предполагает создание Российской Федерацией публично-правовой компании (ППК) путём реорганизации с возможным присоединением одного или нескольких федеральных госучреждений и/или 100%-но государственных АО, которые определит правительство. Полномочия учредителя новой компании от лица РФ предложено возложить на Минэнерго, которое в дальнейшем будет также контролировать работу ППК. Сама компания будет разрабатывать и актуализировать типовые проектные решения для электроэнергетики, введение которых анонсировало Минэнерго; осуществлять строительный контроль на энергообъектах и контроль за реализацией инвестпрограмм субъектов электроэнергетики; вести реестры энергооборудования и стройматериалов; разрабатывать и утверждать нормативы цен на энергооборудование, стройматериалы и ресурсы. По поручению правительства ППК сможет передавать в безвозмездное пользование или в аренду без проведения торгов свои земельные участки и участки в федеральной собственности для строительства, реконструкции и эксплуатации объектов электроэнергетики. Новая компания также будет утверждать реестр юрлиц и индивидуальных предпринимателей, имеющих право на участие в закупках энергокомпаний (за исключением территориальных сетевых организаций) и их подрядчиков в рамках строительства и реконструкции энергообъектов.
С 2027 года участниками таких закупок смогут быть только компании и предприниматели из реестра. В сентябре в рамках Восточного экономического форума г-н Цивилев говорил о необходимости управлять стоимостью электроэнергии в условиях, когда в перспективе до 2042 года инвестиционные потребности отрасли оцениваются более чем в 40 трлн рублей. Эту работу также планируется поручить ППК – в её возможный функционал включено «ведение информационной модели управления стоимостью электрической энергии и мощности, а также услуг по передаче электрической энергии, произведённой существующими, создаваемыми и модернизируемыми объектами электроэнергетики».
Имущество ППК предлагается формировать за счёт взносов РФ, субсидий из федерального бюджета, добровольных имущественных взносов, доходов компании от её работы и др. В частности, планируется дать компании право на получение без торгов в безвозмездное пользование или в аренду государственного или муниципального имущества, необходимого для осуществления её функций. В законопроекте существенная часть правок, в том числе в Земельный и Градостроительный кодексы, нацелена на более лёгкое и быстрое выделение земельных участков для энергообъектов. И среди прочего предлагается упростить процедуру выведения необходимых земель из состава особо охраняемых природных территорий. д ля финансирования энергопроектов предполагается создать уполномоченный банк в сфере электроэнергетики, следует из документа. Он будет осуществлять свою деятельность в том числе «посредством механизмов кредитования энергокомпаний с применением мер господдержки, выпуска облигаций, казначейских инфраструктурных кредитов».
Кредитная организация, которую предстоит создать правительству, будет находиться под контролем государства (не менее 50% плюс одна акция). Стоимость строительства энергообъектов, по расчётам разработчиков законопроекта, будет снижаться за счёт следующей схемы: потребители будут предоставлять целевые займы уполномоченному банку, который сможет кредитовать энергокомпании по сниженным ставкам (в том числе за счёт госсубсидий).
Минэнерго неоднократно говорило, что одной из мер оптимизации затрат в электроэнергетике должна стать разработка типовых проектных решений для строительства и реконструкции. Их подготовку и актуализацию ППК будет вести «на основе проектных документаций введённых в эксплуатацию объектов электроэнергетики, аналогичных по назначению, проектной мощности». Для этого владельцы энергообъектов в течение трёх месяцев после ввода в эксплуатацию обязаны передать ППК без взимания платы копию проектной документации и предоставить исключительные права на её использование. После разработки на основе поступивших данных типовой проектной документации ППК будет направлять её на госэкспертизу. Одобренные типовые проекты и решения компания включит в специальный перечень – репозитарий. Использование типовых проектов будет обязательным для аналогичных по мощности и прочим условиям объектов электроэнергетики. Проекты из репозитария предложено предоставлять заказчикам и застройщикам за плату, порядок определения которой установит правительство.
Отраслевой заказ, согласно законопроекту, будет формироваться на основании соглашений между производителями энергооборудования, Минэнерго, Минпромторгом и «единым институтом развития в сфере электроэнергетики». Заключение соглашений для перечисленных структур станет обязательным. Также обязательными предлагается сделать договоры реализации отраслевого заказа между двумя министерствами, энергомашиностроителями и организациями коммерческой инфраструктуры оптового энергорынка. Существенные условия таких договоров определит Правительство РФ.
Конкурентный отбор мощности, как указано в тексте поправок, предлагается проводить в том числе с учётом обязательного использования оборудования, включённого в отраслевой заказ. По сути, заказ может стать обязательным и для энергокомпаний, и для производителей оборудования при строительстве и реконструкции энергообъектов, включённых в Схему и программу развития энергосистем (СиПР) и Генсхему-2042. В случае нарушения условий соглашений о реализации отраслевого заказа производители оборудования заплатят пени за каждый день просрочки в размере 1/130 ставки рефинансирования Центробанка от оценочной стоимости оборудования.
Выступая в конце сентября на Дальневосточном энергетическом форуме, Сергей Цивилев сообщил, что, помимо разработки нового закона, Минэнерго провело комплексную работу по анализу всей нормативной базы отрасли. «Мы сделали большой аудит нормативки и готовим предложение по внесению изменений в нормативку и существующие законы», – уточнил г-н Цивилев. Глава Минэнерго поставил задачу завершить эту работу до конца текущего года, что позволит с января 2026 года перейти к применению обновлённых правовых механизмов. «Это большая работа, которую нам вместе всем предстоит сделать в этом году, чтобы с января месяца 2026 года мы могли работать уже с новыми, более совершенными инструментами, которые помогут нам справиться с существующими вызовами», – подчеркнул он. Г-н Цивилев обратился к участникам энергетического рынка с призывом активно направлять в министерство свои предложения. Он отметил, что каждое будет предметно рассмотрено. «Ваши предложения, ваше мнение, знания каждого из вас очень ценны для нашей работы, для нашей общей победы», – заключил министр.
На конференции Совета производителей энергии в дискуссию о развитии электроэнергетики активно включилось Министерство экономики РФ. Минэкономразвития предложило разрешить крупным энергопотребителям подключаться к магистральным электросетям (единая национальная электрическая сеть, ЕНЭС) с соответствующими низкими тарифами в обмен на проектное финансирование для строительства новых АЭС, рассказал замминистра Михаил Каминский. Он пояснил, что при необходимом объёме инвестиций в атомную энергетику финансирования только за счёт авансов потребителей будет недостаточно. «Надо искать ещё иные источники. Какие тут видим идеи? Возможно – это, конечно, сложно, но тем не менее – привлечь каких-то крупных инвесторов в периметр источников проектного финансирования. Вопрос, чем их заинтересовать…
Это точно какие-то крупные энергопотребители, которых может заинтересовать участие в данных проектах, в проектном финансировании через беспрепятственное подключение к ЕНЭС в целом с соответствующими выгодными и долгосрочными тарифами на электроэнергию. Здесь я оговорюсь: мы последовательно выступаем за запрет подключения новых потребителей к ЕНЭС, но для такого рода случаев, возможно, мы подумаем о каких-то исключениях», – сообщил г-н Каминский, отметив, что эти наработки могут быть справедливы и для ГЭС.
В случае со строительством ГЭС одним из сложных моментов является вопрос об источниках финансирования для подготовки ложа водохранилища. Как пояснял в колонке для отраслевого портала «Переток.ру» директор по консалтингу в электроэнергетике Аналитического центра ТЭК Алексей Ильчук, сегодня эти расходы, составляющие 20–30% от стоимости ГЭС, не отнесены к капитальным, фактически ложатся на застройщика и не возмещаются в составе платы за мощность в рамках действующих инвестиционных механизмов оптового энергорынка. Несколько лет отраслевые обсуждения сводились к тому, что подготовку ложа водохранилища должно финансировать государство, но решение так и не принято.
По словам г-на Каминского, «в целом, наверное, рассчитывать на какую-то объёмную бюджетную поддержку генерации в текущих условиях не приходится». В этой ситуации, говоря о привлечении инвестиций для ГЭС (помимо проектного финансирования как для АЭС), замминистра также допустил использование механизма концессий с включением в концессию и ГЭС, и водохранилища.