Сообщество потребителей энергии

🚨 ИННОПРОМ: новый инвестцикл в энергетике может стать слишком дорогим для промышленности

На панельной дискуссии ИННОПРОМ-2026 председатель Наблюдательного совета АСПЭ Владимир Тупикин обозначил главный риск нового инвестиционного цикла в энергетике: масштаб обновления энергосистемы кратно вырос, сроки остались такими же, как в ДПМ-1, а существенно возросшая итоговая стоимость всё сильнее ложится в цену электроэнергии для потребителей.

По оценке Владимира Тупикина:

🏗 масштаб задачи значительно больше, чем в ДПМ-1: в 2010-х строилось и модернизировалось около 40 ГВт, сейчас речь идёт примерно о 90 ГВт. При этом капитальные затраты выросли с 3,5–4 трлн руб. до уровня около 40 трлн руб., а горизонт реализации остался прежним — около 15 лет;

📈 цена киловатт-часа может вырасти в 2–3 раза: уже к 2031 году стоимость электроэнергии может удвоиться, к 2037 году — утроиться и превысить 10 руб. за кВт·ч. Это без учёта сетевой составляющей, которая в последние годы также растёт темпами выше инфляции;

🧩 снизить нагрузку можно за счёт умных решений: гибких требований к локализации, инфраструктурных облигаций для удешевления капитала, а также снятия ограничений для собственной генерации потребителей и возможности продавать излишки электроэнергии.

В «Сообществе потребителей энергии» считают, что без изменения подходов затраты на новый инвестцикл будут сдерживать инвестиции и снижать устойчивость энергоёмких отраслей. Сочетание инфраструктурных облигаций, собственной генерации потребителей и более гибкого подхода к энергомашиностроению позволит сократить совокупные затраты примерно на 10,5 трлн руб., или на 20–25%.

🔔 Подписаться на АСПЭ
🤝 Поддержать канал АСПЭ
📲 АСПЭ в MAX

⚡️ АСПЭ на ИННОПРОМ-2026: как рост энергоцен влияет на промышленность

6 июля Ассоциация примет участие в панельной сессии ИННОПРОМ-2026 «Электроэнергия как фактор конкурентоспособности российской промышленности».

От «Сообщества потребителей энергии» и участников АСПЭ в дискуссии выступят председатель Наблюдательного совета Владимир Тупикин, директор Валерий Дзюбенко, а также представители РУСАЛа, ЕВРАЗа и Волжского абразивного завода.

В центре обсуждения — риск утраты одного из ключевых преимуществ российской промышленности: доступной цены киловатт-часа. По оценкам АСПЭ, при сохранении текущих подходов к регулированию и ценообразованию уже к 2030 году Россия может уступить по цене электроэнергии Китаю и США, а к 2035 году — Германии и Франции.

На сессии обсудят:

📉 как менялась стоимость электроэнергии для промышленности за последние 10 лет и почему новый инвестиционный цикл в энергетике может резко ускорить рост конечной цены;

🏭 как рост энергозатрат влияет на металлургию, химию и другие энергоёмкие производства, для которых цена электроэнергии напрямую связана с себестоимостью, экспортом и инвестициями;

🧩 какие меры используют страны-конкуренты для защиты энергоёмкой промышленности и какие решения могут быть применены в России без нарушения баланса интересов энергетики, промышленности и государства.

Панельная сессия пройдёт 6 июля, 12:30–14:00.

Встречаемся в Екатеринбурге, 6 июля.

Подробности — на сайте события.

🔔 Подписаться на АСПЭ
🤝 Поддержать канал АСПЭ
📲 АСПЭ в MAX

⚡️ Генераторы снова просят деньги на модернизацию ТЭС: потребители предлагают изменить логику программы

Энергетики хотят сохранить до 2042 года один из крупнейших денежных потоков в своей выручке — надбавки к энергоценам на модернизацию старых ТЭС. По данным издания, общий объём реновации мощностей может превысить 40 ГВт, а потребность в инвестициях предварительно оценивается в 6–7,8 трлн рублей, пишут Татьяна Дятел и Анна Тыбинь («Ъ»).

В АСПЭ обращают внимание:

🏗 модернизацию предлагают сохранить как постоянный «костыль» в схеме работы отрасли. Речь идёт о надбавках, которые повышают конечные энергоцены для потребителей и позволяют генераторам финансировать обновление мощностей вне рыночных механизмов ценообразования;

📈 заявленная генераторами донастройка программы снова ведёт к росту нагрузки. Обсуждаются расширение квот, дополнительная индексация CAPEX и OPEX, возможность срыва сроков ввода электростанций в эксплуатацию без штрафов, безвозмездное авансирование проектов и корректирующие коэффициенты для отдельных типов генерации;

⚖️ предлагаемый ими пересмотр условий уже проведённых отборов подрывает смысл конкурса. Поставщики сами заявляли параметры проектов и принимали на себя соответствующие риски, получая за это доходность на вложенные средства. Перенос этих рисков на потребителей снижает стимулы к эффективности.

В «Сообществе потребителей энергии» считают, что предложения по доработке программы модернизации в основном расширяют гарантии генераторам за счёт потребителей и переносят риски с поставщиков на клиентов. Эффективность программы это не повышает. Другое дело, если перезапустить модернизацию на основе логики второй программы поддержки ВИЭ: с лимитом инвестиций и отбором проектов по минимальной полной стоимости электроэнергии на жизненном цикле — LCOE, а также добавить стимулы в части топливной эффективности. Тогда модернизация из плоскости внутреннего соревнования среди генераторов за максимальный CAPEX перейдёт в формат полноценной конкуренции за минимальную стоимость надёжного энергоснабжения потребителей.

🔔 Подписаться на АСПЭ
🤝 Поддержать канал АСПЭ
📲 АСПЭ в MAX

⚡️ Потребители попросили проверить работу «РусГидро» на энергорынке Дальнего Востока

АСПЭ обратилась к вице-премьеру Александру Новаку с просьбой поручить ФАС проверить ценовые заявки ТЭС группы «РусГидро» на рынке на сутки вперёд в ОЭС Востока за январь–май 2026 года и оценить рыночное поведение компании на соответствие закону о защите конкуренции, пишет Елизавета Машинина («РБК»). По данным издания, ФАС, Минэнерго и Минэкономразвития поручено рассмотреть обращение и доложить о результатах до 13 августа.

В АСПЭ обращают внимание:

🧾 финансовое положение компании уже должно существенно улучшиться за счёт мер поддержки: продления дальневосточной надбавки до 2035 года, компенсации выпадающих доходов прошлых лет и моратория на дивиденды до 2029 года. Совокупный эффект этих решений оценивается более чем в 650 млрд руб. за пять лет, а чистый долг может снизиться ниже 200 млрд руб. к 2030 году;

📈 рост цен в ОЭС Востока уже выходит за пределы логики сдерживания: с учётом договоров с ГЭС цена на территории макрорегиона за январь–май 2026 года выросла на 16,7%, до 2 476,73 руб. за 1 МВт·ч, при этом финансовый эффект для генератора формируется ускоренными темпами за счёт нагрузки на экономику Дальнего Востока;

⚠️ отдельные вопросы вызывает торговая стратегия тепловой генерации: при снижении расходов на топливо ценовые параметры заявок ТЭС увеличиваются. На Совгаванской ТЭЦ разница между минимальными и максимальными заявками при сопоставимых объёмах производства достигала 3,5 раза — от 2 473 до 8 599 руб. за 1 МВт·ч.

В «Сообществе потребителей энергии» считают, что при доминирующем положении группы в ОЭС Востока и ограниченной конкуренции такая стратегия создаёт риск формирования цен, не соответствующих уровню экономически обоснованных затрат. Дополнительная маржинальная прибыль дальневосточных ТЭС на РСВ в 2025 году составила около 6,5 млрд руб., а в 2026 году может превысить 10 млрд руб. Поэтому АСПЭ просит проверить не только отдельные заявки, но и саму логику рыночного поведения, которая превращает энергорынок Востока в источник дополнительной нагрузки на потребителей.

🔔 Подписаться на АСПЭ
🤝 Поддержать канал АСПЭ
📲 АСПЭ в MAX

⚡️ Сетевые эталоны выше китайских аналогов на 68% — промышленность теряет конкурентоспособность

Спойлер: без корректировок в регулировании отставание будет только расти.

АСПЭ предложила вице-премьеру Александру Новаку усовершенствовать параметры эталонного регулирования электросетевого комплекса. Крупная промышленность оценивает дополнительную нагрузку от перехода на эталоны в 87 млрд руб. ежегодно, пишет Анна Тыбинь («Ъ»).

В Ассоциации обращают внимание:

🌏 российские эталоны операционных затрат существенно выше сопоставимых показателей КНР: по ВЛ 110–220 кВ и подстанциям 110 кВ разрыв составляет в среднем 68%. Сохранение такого разрыва подрывает конкурентное преимущество российской промышленности в виде приемлемой стоимости электроэнергии;

🧾 переход на эталонное регулирование предусматривает рост операционных затрат сетевых организаций и дополнительную тарифную нагрузку на потребителей в среднем на 87 млрд руб. в год. При этом пересмотр эталонных значений запланирован не ранее 2031 года, когда суммарный дополнительный платёж превысит 520 млрд руб.;

📉 индекс повышения операционной эффективности сетевых организаций установлен на уровне 0,1% в год от подконтрольных расходов. В среднем корректировка всей НВВ электросетевого комплекса с учётом такого индекса составит не более 1 млрд руб. ежегодно — это несопоставимо с масштабом новой нагрузки на потребителей.

В «Сообществе потребителей энергии» считают, что эталоны должны быть планкой эффективности, а не способом закрепить рост сетевых затрат в тарифе. АСПЭ предлагает повысить индекс операционной эффективности до 10,8% — уровня, достаточного для постепенного, в течение 10-летнего периода, сокращения разрыва между российскими эталонами затрат и сопоставимыми международными показателями. Без такого решения конкурентное отставание будет только углубляться: пока отрасль разбирается с внутренними проблемами регулирования, промышленность продолжит оплачивать сетевые затраты, которые уже сейчас выглядят завышенными относительно сопоставимых систем.

🔔 Подписаться на АСПЭ
🤝 Поддержать канал АСПЭ
📲 АСПЭ в MAX

☀️ Микрогенерации открыли крышу — экономика пока закрыта

Спойлер: одного разрешения мало.

Поправки к закону «Об электроэнергетике» расширяют возможности частной микрогенерации: солнечные панели и ветрогенераторы можно будет размещать в многоквартирных домах, прежний лимит в 15 кВт на выдачу электроэнергии в сеть снимается. Вторая часть изменений касается передачи муниципальных и региональных сетей системообразующим территориальным сетевым организациям, пишет Анжела Сикамова («Монокль»).

В АСПЭ обращают внимание:

🔌 снятие ограничений на объёмы и места размещения микрогенерации — положительный шаг, но сколько-нибудь значимого влияния на дефициты мощности в моменте он не окажет: для этого требуется накопительный эффект в течение многих лет;

🏠 перекрёстное субсидирование снижает стимулы для бытовых потребителей вкладываться в собственный источник. Экономика появляется при обоснованных и дифференцированных тарифах — у обеспеченных домохозяйств, а также для коммерческих помещений в МКД и управляющих компаний, снижающих расходы на общедомовые нужды;

🧰 чтобы раскрыть потенциал микрогенерации, одного формального разрешения недостаточно: нужны типовые пакетные решения, упрощение процедур — например, оформление через «Госуслуги» — и простая продажа излишков без хождения по инстанциям.

В отношении передачи муниципальных и региональных сетей в СТСО потребителям важнее не владелец, а качество, надёжность и результат работы. Если муниципальная или региональная сеть обеспечивает приемлемый уровень тарифной нагрузки, качество и надёжность, автоматическая передача сетей системообразующей организации не выглядит очевидным улучшением и может стать просто административным принуждением к отчуждению бизнеса без гарантии эффекта для потребителей.

🔔 Подписаться на АСПЭ
🤝 Поддержать канал АСПЭ
📲 АСПЭ в MAX

🏦 Потребители — не бесплатный банк для энергетиков

Крупная гидрогенерирующая компания предлагает распространить механизм авансирования на строительство ГЭС и ГАЭС: по оценке инициаторов, предварительная оплата таких проектов может снизить нагрузку на потребителей на 26%, или 4,6 трлн руб., пишет Анна Тыбинь («Ъ») со ссылкой на презентацию компании.

В АСПЭ не поддерживают механизм авансирования строительства генерации без встречного предоставления: при такой схеме потребителей фактически превращают в бесплатный банк для энергетиков.

И вот почему:

🧾 заявленная экономия в 26%, или около 4,6 трлн руб., отражает лишь снижение расходов генераторов на обслуживание кредитов, но не учитывает полную цену денег и совокупные издержки экономики;

🏭 если промышленность платит за стройку до ввода станции, она теряет оборотный капитал либо сама вынуждена привлекать банковское финансирование для его замещения: долг не исчезает, а переезжает из баланса энергокомпании на баланс потребителя, снижая его ликвидность, платёжеспособность и возможности для собственных инвестиций.

Более эффективное и рыночное решение — не обязательные авансы со стороны потребителей, а выпуск целевых инфраструктурных облигаций: они позволяют привлечь долгосрочный капитал на рынке по ставкам ниже банковского кредитования, с прозрачными условиями и ответственностью эмитента за стоимость, сроки, качество и результат проекта — без перекладывания финансовых рисков на потребителей ещё до ввода генерирующих объектов в эксплуатацию. Иначе под видом удешевления строительства генерации экономика получит новую надбавку к цене электроэнергии и очередной механизм изъятия оборотных средств из реального сектора.

🔔 Подписаться на АСПЭ
🤝 Поддержать канал АСПЭ
📲 АСПЭ в MAX

⚡️ Чем опасен дальнейший рост энергоцен для промышленности

В интервью «Российской газете» директор «Сообщества потребителей энергии» Валерий Дзюбенко объяснил, почему рост цен на электроэнергию становится риском для промышленности, инфляции и инвестиций.

Если коротко:

🧾 для энергоёмких отраслей это вопрос выживания: у производителей ферросплавов доля электроэнергии в себестоимости может достигать 30–40%, а если электроэнергия занимает больше 5–7% затрат, любое повышение тарифа становится риском сокращения выпуска;

🏗 модернизация энергосистемы нужна, но её срочность и дороговизна — результат отсутствия ритмичных инвестиций и «пожарного» подхода: собрали деньги, сделали паузу, тариф назад не вернулся, выплачиваются щедрые дивиденды, копится нераспределённая прибыль, а потом энергетики снова приходят к потребителям за инвестициями;

🔌 собственная генерация промышленности — не угроза, а предохранитель энергосистемы: новые мощности в общей системе могут стоить около 1 млрд руб. за МВт, на промышленных площадках — порядка 130 млн руб. за МВт, а киловатт-час на жизненном цикле — 4–9 руб. против 15–16 руб. в системной генерации и до 30 руб. на отдельных проектах.

В АСПЭ считают, что потребитель должен платить за электроэнергию и реально оказанную услугу, а не за риски недозагрузки сетей, чужие инвестиционные ошибки и конструкции, в которых услуга считается оказанной просто потому, что так удобнее энергетикам. Один из способов снизить стоимость реформы — использовать инфраструктурные облигации под конкретные проекты: по оценкам Ассоциации, такой механизм может сэкономить около 2,5 трлн руб. по сравнению с авансовыми платежами и не превращает потребителя в бесплатный банк для отрасли.

🔔 Подписаться на АСПЭ
🤝 Поддержать канал АСПЭ
📲 АСПЭ в MAX

⚡️ Чем обернётся переход сетей на «бери или плати»?
Спойлер: ничем хорошим — новыми поборами для бизнеса и ростом тарифной нагрузки для экономики

В интервью Telegram-каналу «Высокое напряжение» директор «Сообщества потребителей энергии» Валерий Дзюбенко рассказал, почему переход к оплате сетевых услуг по заявленной мощности, а не по фактическому потреблению, приведёт к разбалансировке работы сетевого комплекса.

Если коротко:

🧾 платёж «по сечению кабеля» ломает экономику управления нагрузкой: у потребителя исчезает смысл снижать пики и экономить мощность, а у сетей — стимул сокращать аварийность и перерывы энергоснабжения;

💸 средства на обслуживание и модернизацию сетей уже заложены в тарифы и оплачиваются промышленностью: сотни миллиардов рублей чистой прибыли и сопоставимые денежные остатки на счетах сетевой монополии ставят вопрос не о новых сборах, а об эффективности использования существующей выручки;

🔌 дефицит мощности для ЦОД нужно решать там, где он появляется, и за счёт тех, кто реализует такие проекты: инвесторов, выбора площадок в энергопрофицитных регионах и управления спросом, а не оплаты чужих присоединений промышленностью.

При этом крупные потребители могут быть частью решения, если правила снова позволят выдавать излишки электроэнергии от собственной генерации в сеть и закрывать локальные потребности. Для этого нужны минимальные изменения, а эффект для экономики и энергетики может быть колоссальным: за 15 лет промышленность может удвоить свои мощности и снизить тарифную нагрузку для всех.

🔔 Подписаться на АСПЭ
🤝 Поддержать канал АСПЭ
📲 АСПЭ в MAX

🔌 Потребители могут удвоить собственную генерацию и снизить тарифную нагрузку для всех — мешают правила

У промышленности уже есть 378 собственных электростанций общей мощностью 14,2 ГВт. Новый ввод к 2042 году может добавить ещё до 17 ГВт — суммарно до 31,2 ГВт, то есть более чем в два раза выше текущего уровня, пишет Анна Тыбинь («Ъ») со ссылкой на данные АСПЭ и «Системного оператора».

В АСПЭ обращают внимание:

🏭 за последние три года запущено 20 новых объектов промышленной генерации на 1,2 ГВт, а ежегодный прирост таких мощностей в ЕЭС составляет около 300–350 МВт;

💰 развитие генерации потребителей может снизить потребность в дорогих централизованных стройках и дать экономию 10–12 трлн руб. — около 20% прогнозируемых затрат по Генсхеме;

⛔️ действующие правила ограничивают создание и работу электростанций потребителей мощностью более 25 МВт, а также запрещают выдачу излишков электроэнергии от таких объектов в общую сеть.

В «Сообществе потребителей энергии» ключевыми стимулами для развития собственной генерации называют опережающий инфляцию рост стоимости киловатт-часа из общей сети с учётом платы за технологическое присоединение, требования к надёжности энергоснабжения производства и необходимость снижать выбросы за счёт утилизации попутных и вторичных энергоресурсов. Такие объекты эффективнее централизованной генерации: они загружены на максимум, часто используют более дешёвые энергоресурсы и работают в едином контуре с производственной площадкой, что снижает затраты на обслуживание и ремонты. По расчётам Ассоциации, LCOE такой генерации может быть в 2–2,3 раза ниже, чем у генерирующих компаний — 4,4 руб. за 1 кВт·ч против 10,1 руб. за 1 кВт·ч.

🔔 Подписаться на АСПЭ
🤝 Поддержать канал АСПЭ
📲 АСПЭ в MAX

⚠️ Киловатт пошёл за углём и газом: промышленности предъявили топливный счёт

Оптовые цены на электроэнергию в 2026 году могут вырасти на 10–18% из-за подорожания газа и угля. В первой ценовой зоне прогнозируется рост РСВ на 14%, в Сибири — на 18%, на Дальнем Востоке — на 10,2%, пишут Елизавета Машинина и Владимир Дзагуто («РБК») со ссылкой на данные «Эйлер».

В АСПЭ в целом согласны с оценками аналитиков, отмечая при этом, что прогноз прироста оптовых цен на электроэнергию на Дальнем Востоке существенно занижен: в нём, по-видимому, не учтено решение регуляторов ускоренно увеличить объём поставок электроэнергии ГЭС по рыночным ценам. С учётом этого фактора прирост оптовой цены электроэнергии может составить около 28%.

В Ассоциации добавляют, что рост цены РСВ, кратно опережающий инфляцию, вымывает конкурентные преимущества отечественной промышленности, перераспределяя ресурсы в пользу энергетиков и поставщиков топлива, которые за счёт внутреннего рынка закрывают финансовые разрывы от экспортных ограничений. В итоге страна с доступными энергоресурсами выглядит всё менее конкурентной на фоне юрисдикций с иной ценовой траекторией. Например, Турция за счёт сокращения доли топливной генерации и развития ВИЭ обеспечивает цены на электроэнергию ниже среднероссийских, получая экономический выигрыш на фоне дорожающего топлива и волатильности энергорынков.

🔔 Подписаться на АСПЭ
🤝 Поддержать канал АСПЭ
📲 АСПЭ в MAX

⚡️ Сетевая арифметика: долги накопила монополия, но вырасти должна не её эффективность, а тариф для потребителей

Руководитель крупнейшей сетевой монополии попросил президента помочь с долгами «Волгоградэнерго»: отношение долг/EBITDA у системообразующей ТСО региона достигло 10×, накопленный убыток с 2020 года превысил 7 млрд руб., износ оборудования доходит до 90%, аварийность за пять лет выросла почти вдвое, пишут Татьяна Дятел и Никита Маркелов («Ъ»).

Способ спасения прост до примитивности: накопленные долги предлагается учесть в тарифе на передачу электроэнергии. Власти региона считают, что в отношении компании нет тарифной диспропорции. Против повышения тарифов также выступает крупный бизнес.

В АСПЭ считают, что жалобы «Россетей» на перераспределение выручки в пользу других ТСО и тарифное недорегулирование не находят объективного подтверждения.

После укрупнения сетевых активов «Россети» получили в управление большую часть электросетевого комплекса Волгоградской области и львиную долю всей тарифной выручки региона. При этом тарифы в области сопоставимы со среднероссийским уровнем и индексируются быстрее инфляции, отмечают в объединении. Консолидация ТСО и создание единой СТСО анонсировались как путь к прозрачному центру ответственности, повышению надёжности и сдерживанию тарифной нагрузки. Вместо этого фиксируется противоположный эффект — рост аварийности и ухудшение финансового состояния, а ответственность предлагается сбросить в платёжки потребителей, все эти годы добросовестно оплачивавших сетевые затраты.

🔔 Подписаться на АСПЭ
🤝 Поддержать канал АСПЭ
📲 АСПЭ в MAX

⚡️ АСПЭ: увидеть энергориски до того, как они станут строкой в платёжке

Сегодня состоялось годовое Общее собрание членов Ассоциации «Сообщество потребителей энергии».

Участники утвердили годовой отчёт и отчёт об исполнении финансового плана, определили приоритетные направления деятельности, избрали органы управления и контроля. Наблюдательный совет АСПЭ продолжит работу в прежнем составе.

Для промышленной компании участие в Ассоциации даёт три ключевых преимущества в энергетическом регулировании: время, экспертизу и экономический эффект. Время — чтобы увидеть инициативу ещё до публикации НПА. Экспертизу — чтобы оценить последствия, сформировать позицию и предложить свои решения отраслевых проблем. Экономический эффект — чтобы эти решения работали не только в документах, но и в платежах потребителей.

Что получает участник Ассоциации на практике:

🔎 регуляторный радар: в 2025 году АСПЭ отработала 35 проектов НПА в рабочей группе по энергетике и 27 проектов актов на regulation.gov.ru — чувствительные для энергопотребителей инициативы до утверждения прошли экспертный фильтр и претерпели необходимые изменения;

🧮 экспертизу решений и проектов: экономический, правовой и технический анализ регуляторных инициатив и конкретных кейсов промышленных предприятий, участие экспертов АСПЭ в стратегических сессиях энергетических дивизионов компаний;

🛠 прикладные сервисы для энергетиков предприятий: регулярные обзоры тарифно-ценовой ситуации на ОРЭМ, мониторинг движения проектов НПА, международные обзоры, правовая экспертиза, оценка тарифных решений и их последствий, разбор техусловий подключения к сетям, решений по развитию собственной генерации, качеству энергоснабжения и газоснабжению, тематические семинары и комплексные учебные курсы для подготовки специалистов.

🔔 Подписаться на АСПЭ
🤝 Поддержать канал АСПЭ
📲 АСПЭ в MAX

⚡️ АСПЭ: промышленный киловатт привлекательнее, чем в энергосистеме

Ассоциация провела практический видеосеминар «Электроэнергия: сделай сам», посвящённый самостоятельному электроснабжению промышленных потребителей.

Главный вывод: собственная генерация, несмотря на рост стоимости и ограничения поставок оборудования, продолжает активно развиваться. Внешний киловатт дорожает, техприсоединение приближается к стоимости собственного источника, сетевые правила меняются всё чаще — и промышленности приходится учитывать не только полную стоимость жизненного цикла энергоснабжения, но и новые регуляторные риски.

С докладами выступили эксперты АСПЭ Михаил Бирюков и Алексей Синельников, Виталий Поляков («Когенерация Ру»), Андрей Фирсов («РМЭ-РГ»), Дмитрий Григорьев («ГРИС Пауэр»), Виктор Пилюгин («Титалит»), Георгий Стремоухов («ГринТех Энерджи») и Александр Кияница («Волтс групп»).

В программе обсудили:

🔌 почему собственная генерация становится привлекательнее — рост оптовых цен, сетевых тарифов и регуляторных перекосов делает внешний киловатт сопоставимым со стоимостью собственного производства электроэнергии;

🏗 как не ошибиться на старте — площадка, газ, логистика оборудования, сервис, финансирование, гарантии и режим параллельной работы с энергосистемой определяют экономику проекта не меньше, чем цена установки;

🔋 где искать эффект после запуска — накопители, срезание пиков нагрузки, резервирование, управление потреблением и сервисные модели позволяют снижать платежи на всём горизонте эксплуатации.

Собственная генерация дополняет энергосистему. Она даёт потребителю управляемость: возможность самому выбирать архитектуру энергоснабжения и контролировать риски.

🔔 Подписаться на АСПЭ
🤝 Поддержать канал АСПЭ
📲 АСПЭ в MAX

⚠️ Дополнительный триллион для сетевой монополии предлагают собрать в обход тарифных ограничений

Энергетики обсуждают, как закрыть дефицит финансирования новых проектов «Россетей» на 1,042 трлн руб. до 2032 года. Среди вариантов — специнвестнадбавка к цене мощности на ОРЭМ, повышающий коэффициент резерва мощности, коэффициент трансляции потерь и сверхиндексация тарифа ЕНЭС, пишут Татьяна Дятел и Анна Тыбинь в «Ъ».

Ключевые риски:

🧾 специнвестнадбавка на ОРЭМ превращает конкурентный рынок электроэнергии и мощности в дополнительный источник финансирования регулируемой сетевой монополии, позволяя обходить тарифные ограничения;

🪤 коэффициенты резерва и трансляции потерь не повышают эффективность сетей, а просто перекладывают инвестиционный дефицит в рост платежей;

⚙️ сверхиндексация тарифа ЕНЭС закрепляет рост нагрузки ещё до оценки обоснованности расходов, сроков и эффекта сетевых проектов.

Удивительно, что сетевые расходы предлагают выводить из нормальной тарифной логики и прятать в новых оптовых надбавках.

В «Сообществе потребителей энергии» считают, что финансирование электросетей должно оставаться в рамках тарифного регулирования. Представители крупной промышленности также напоминают, что текущее соотношение долга к EBITDA у многих компаний заметно выше показателей сетевой монополии и достигает 3–4×.

🔔 Подписаться на АСПЭ
🤝 Поддержать канал АСПЭ
📲 АСПЭ в MAX

⚡️ Промышленный киловатт теряет конкурентное преимущество

Российская промышленность всё чаще платит за электроэнергию как в дорогой европейской юрисдикции, хотя работает в стране с собственной ресурсной базой, указал директор АСПЭ Валерий Дзюбенко в комментарии для «Известий».

Эксперт отметил, что:

🧾 по итогам 2025 года крупные потребители на тарифе ВН платили в среднем 7,38 руб. за кВт·ч, на СН1 — 8,42 руб., тогда как средняя цена для промышленности в США составляла 7,21 руб., в Техасе — 5,48 руб., в Луизиане — 5,21 руб.;

🌍 в ряде российских промышленных регионов электроэнергия уже дороже, чем в среднем по США: Ростовская область — до 10,49 руб., Липецкая — 11,02 руб., Тульская — 10,61 руб. за кВт·ч;

🛟 единственная возможность для энергоёмких российских предприятий не выбыть из конкурентной борьбы — подключение к магистральным электрическим сетям. Но и этот запас прочности недолговечен: магистральные тарифы растут опережающими инфляцию темпами и только в ближайшие три года увеличатся в 1,5 раза;

🛡 за рубежом энергоёмкую промышленность защищают отдельными механизмами: Германия запускает на 2026–2028 годы льготную цену для heavy industry — около €50 за МВт·ч, Франция сохраняет для крупных потребителей долгосрочные контракты по атомной генерации.

В России всё наоборот: чувствительный к цене киловатт-часа бизнес нагружают перекрёстным субсидированием, сетевыми платежами, инвестиционными добавками, региональными перекосами и новыми идеями оплаты «сечения кабеля» в отрыве от фактического потребления. Абсурд конструкции в том, что экономический ресурс есть, но промышленный киловатт перестаёт быть преимуществом. В итоге предприятия конкурируют не только с зарубежными производителями, но и с собственной тарифной системой.

🔔 Подписаться на АСПЭ
🤝 Поддержать канал АСПЭ
📲 АСПЭ в MAX