Заместитель председателя комитета Государственной Думы по энергетике Юрий Станкевич в интервью «Энергетической политике» — о новой нормативной базе, инвестиционном цикле без скачков тарифов, регулировании ЦОДов и майнинга.
— Какие вопросы ТЭК требуют оперативного изменения нормативно-правовой базы? Есть ли «белые пятна»? Каковы приоритеты работы комитета в 2026-2027 годах?
— Сегодня нормативная база в энергетике в целом сформирована, но она во многом отражает реалии предыдущего инвестиционного цикла и далеко не всегда отвечает новым условиям — санкционным ограничениям, росту стоимости капитала, задачам технологического суверенитета и изменению структуры спроса.
— Какие направления являются приоритетными?
— К числу приоритетных направлений корректировки нормативной базы можно отнести актуализацию механизмов долгосрочного тарифного и ценового регулирования с учетом высокой волатильности стоимости оборудования и строительства, донастройку правил отбора проектов модернизации и строительства генерации с учетом импортозамещения и новых технологических решений, создание регуляторных условий для систем накопления энергии, распределенной генерации и цифровизации сетей — здесь до сих пор есть «серые зоны» в части статуса объектов и правил их участия в рынке.
Полагаю, что в новом созыве Государственной Думы Комитет по энергетике и сосредоточится на решении данных вопросов, включая обеспечение устойчивости отраслей ТЭК в новом инвестиционном цикле, снижение регуляторных рисков для инвесторов, формирование предсказуемой модели долгосрочного развития с учетом документов стратегического планирования и региональных программ.
— Как с точки зрения законодательства можно ускорить запуск нового инвестиционного цикла в энергетике, не допуская при этом кратного роста тарифов?
— Главный принцип — предсказуемость и распределение нагрузки во времени. Речь не должна идти о резком росте тарифов или перекладывании всей инвестиционной программы на конечного потребителя. Необходимы расширение механизмов долгосрочных договоров с гарантированной доходностью при четко зафиксированных KPI по эффективности, использование инфраструктурных облигаций и инструментов проектного финансирования с частичным государственным участием, субсидирование процентной ставки для стратегических проектов, прежде всего в тепловой генерации и сетевом комплексе, налоговые стимулы для инвестиций в модернизацию и НИОКР.
Отдельный и, возможно, самый главный на сегодня вопрос — стоимость капитала. Без доступных «длинных» денег инвестиционный цикл будет либо сжатым, либо чрезмерно дорогим для потребителей. Поэтому важно расширять участие институтов развития и формировать механизмы гарантий для снижения рисковой премии.
-В качестве одного из таких институтов развития Минэнерго предлагает создать государственную компанию-оператора «Росэнергопроект». Позволит ли «Росэнергопроект» решить проблемы нового инвестиционного цикла и какие риски вы видите?
Идея консолидации проектной компетенции и формирования единого центра инжиниринга в целом отвечает задаче технологического суверенитета. В условиях ограниченного доступа к иностранным техническим решениям наличие сильного национального проектного центра может стать фактором ускорения реализации крупных проектов. При этом следует избежать монополизации и вытеснения частных проектных компаний. Комитет по энергетике будет рассматривать законопроект в случае его внесения Правительством в Государственную Думу в установленном порядке. При этом будем внимательно анализировать вопросы конкурентного доступа к рынку проектирования, прозрачность процедур отбора подрядчиков, механизмы поддержки отраслевого НИОКР.
И если «Росэнергопроект» станет центром компетенций и интегратором, а не административным монополистом, это может усилить отрасль. В противном случае есть риск снижения конкуренции и замедления технологического обновления.
— На фоне сложностей с финансированием энергетические компании выступили с критикой Генеральной схемы развития и строительства энергообъектов до 2042 года, отметив спад энергопотребления и рост цен на строительство объектов генерации. Стоит ли пересмотреть Генсхему или ввести на законодательном уровне обязательства по ее корректировке раз в три года, раз в год?
— Генсхема — это стратегический документ, но в условиях высокой неопределенности она должна быть «живым» инструментом. Критика со стороны компаний во многом связана с расхождением прогнозов спроса и реальной динамики энергопотребления, а также с ростом капитальных затрат.
Поэтому, на мой взгляд, необходимо закрепить обязательную периодическую корректировку Генсхемы, например, раз в три года с возможностью внепланового пересмотра при существенных изменениях макроэкономических параметров. Отчасти такой подход уже применяется на практике. Корректировка Генсхемы — не самоцель. Но она, безусловно, должна учитывать меняющиеся условия, региональную специфику, тенденции развития промышленности, экспортной инфраструктуры.
В нынешних условиях справедливы вопросы о возможностях государства и частных инвесторов обеспечить колоссальные капвложения на горизонте 15-20 лет, измеряемые десятками триллионов рублей.
— Не менее острая тема — механизм КОММод. Требует ли он пересмотра с учётом опыта 2025 года?
— Опыт 2025 года показал, что действующая модель КОММод нуждается в корректировке. Основная проблема — ориентация на минимальную стоимость заявки, что не всегда означает максимальную эффективность и технологическую перспективность проекта. На мой взгляд, следует дополнить критерии отбора показателями топливной эффективности, экологичности и глубины локализации, кроме того, предусмотреть повышающие коэффициенты для внедрения передовых отечественных технологий, усилить ответственность за несоблюдение сроков и параметров модернизации.
Задача — перейти от логики «самый дешевый мегаватт» к логике «самый эффективный и устойчивый мегаватт». Это позволит не просто обновить мощности, а качественно модернизировать тепловую генерацию. В целом 2026-2027 годы станут определяющими для формирования нового инвестиционного цикла в энергетике. Главная задача законодателя — создать сбалансированную модель, при которой отрасль получает ресурсы для развития, а экономика — надежную, доступную и технологически современную энергосистему.
— А как в действующую энергосистему можно вписать центры обработки данных (ЦОД) и как отрегулировать нормативную базу, чтобы их деятельность не приводила к нарушению в работе энергосистеме?
— ЦОДы — это принципиально иной тип потребителя по сравнению с традиционной промышленностью. Их ключевые особенности — высокая и практически постоянная нагрузка (близкая к 24/7), высокая удельная мощность на единицу площади, требования к надежности (I–III категории электроснабжения) и быстрая масштабируемость.
— Для нормативной системы есть несколько вызовов, требующих реагирования: концентрация большой мощности в узлах с уже ограниченной сетевой инфраструктурой, необходимость долгосрочного резервирования мощности, перекос между заявленной и фактической нагрузкой, рост нагрузки в энергодефицитных регионах без синхронного развития генерации и сетей. Оптимизация регулирования должна строиться на нескольких базовых принципах, обеспечивающих прозрачности профиля нагрузки — обязательство раскрывать прогнозируемый график потребления и горизонт планирования, ответственность потребителя за резервируемую мощность — экономическая мотивация не «держать» избыточные объемы. Кроме того, приоритетными являются вопросы территориальной дифференциации — стимулирования размещения ЦОДов в профицитных регионах и синхронизации новых проектов с развитием генерации и накопителей — включая собственную распределенную генерацию и СНЭ.
—
Нужно ли разделять регулирование «полезных» ЦОДов и дата-центров для майнинга?
— Разделять регулирование «полезных» ЦОДов и майнинга, по моему мнению, уместно. Критерий должен быть не идеологическим, а функциональным: устойчивость нагрузки, вклад в цифровую инфраструктуру, налоговую базу и занятость. Майнинг характеризуется более высокой ценовой эластичностью и мобильностью — такие проекты могут быть инструментом выравнивания нагрузки в профицитных регионах, но не должны конкурировать за дефицитную мощность в крупнейших агломерациях.
— Позволит ли такой подход решить проблему отказа в подключении ЦОДов в крупных городах, например, в Москве?
— Проблема объективна: в крупнейших агломерациях электросетевой комплекс и генерация часто работают близко к предельным значениям.
— Какие варианты ее решения обсуждаются?
-Среди дискуссионных предложений — переход к механизму платного приоритетного подключения с финансированием сетевой модернизации за счет инициатора проекта, стимулирование размещения ЦОДов в Московской области и соседних регионах с развитием магистральных каналов связи, обязательное использование собственных источников генерации или СНЭ для покрытия пиков, внедрение механизмов управления спросом (demand response) для части мощностей. Сбалансированные подходы государству предстоит выработать, чтобы отказ в подключении не был «административным тупиком», а сопровождался экономически понятной альтернативой — либо инвестиции в инфраструктуру, либо изменение параметров проекта.
— Как вы относитесь к инициативе по введению для ЦОДов механизма take or pay или оплаты по максимальной мощности? Не приведёт ли это к появлению сетевой ренты?
— Механизм take or pay экономически оправдан для крупных потребителей с прогнозируемой нагрузкой. Сети и генерация инвестируют под заявленную мощность, и логично, чтобы потребитель разделял риски недоиспользования. Однако есть риск возникновения «сетевой ренты», если отсутствует прозрачная методика расчета необходимого резерва, не обеспечена корреляция между платежом и фактическими инвестициями в инфраструктуру, тариф не содержит стимулирующей составляющей к повышению эффективности сетевой компании. Для «полезных» ЦОДов механизм приемлем при соблюдении двух условий — долгосрочная предсказуемость правил; возможность корректировки заявленной мощности без штрафных санкций при изменении технологической конфигурации. Гибридная модель — частичный take or pay с элементами платы за фактический профиль нагрузки — могла бы быть более сбалансированной.
— Как вы относитесь к идее разрешить «Россетям» продавать электроэнергию при установке ими систем накопления энергии (СНЭ)?
— Это чувствительный вопрос с точки зрения модели рынка. Сегодня разделение сетевой и сбытовой деятельности направлено на предотвращение конфликта интересов. Если сетевые компании получат право использовать СНЭ для оптимизации режимов (сглаживание пиков, снижение перегрузок), это оправдано технологически. Но их участие в коммерческой продаже электроэнергии должно быть строго регламентировано, чтобы избежать вытеснения независимых участников рынка, исключить перекрестное субсидирование за счет тарифной выручки. Оптимальный вариант — разрешить использование СНЭ для технологических целей и балансировки, при отдельном учете и прозрачном тарифном регулировании.
— Стоит ли регулировать работу промышленных СНЭ как отдельного участника рынка? Возможны ли обязательства по строительству СНЭ в энергодефицитных регионах?
— С учетом роста доли гибкой нагрузки и распределенной генерации, промышленные СНЭ действительно становятся самостоятельным элементом энергосистемы. Регулирование целесообразно, если они участвуют в рынках мощности или системных услуг, получают плату за обеспечение надежности. Выделение их в отдельную категорию позволит определить требования к надежности, телеметрии и участию в балансировании.
Что касается обязательного строительства СНЭ для крупных потребителей в дефицитных регионах — такой механизм возможен, но скорее в форме экономического стимула, а не жесткой обязанности. Например, ускоренное подключение при наличии СНЭ, снижение платы за технологическое присоединение, приоритет в распределении мощности. Прямое обязательство без экономической модели окупаемости может затормозить инвестиции. Более устойчивый путь — создать условия, при которых установка СНЭ становится рациональным бизнес-решением.
Накопители и аккумуляторы поднимают вторую не менее важную тему. Необходимы ли меры стимулирования развития электрического автотранспорта в России? Имеет ли смысл создавать российский электротранспорт в условиях конкуренции с Китаем?
— Меры стимулирования необходимы, но они должны быть прагматичными и соразмерными возможностям бюджета. Электротранспорт — это не только транспортная политика, но и вопрос технологического суверенитета, развития электроэнергетики, аккумуляторной промышленности и городской среды.
— А какие меры поддержки Комитет можете предложить на законодательном уровне?
— Поддержка может включать стимулирование спроса (льготный лизинг, субсидии на покупку для такси и корпоративных парков), дальнейшее развитие зарядной инфраструктуры с понятной моделью окупаемости, локализацию производства компонентов, а не только «отверточную» сборку, приоритет для электротранспорта в городских закупках.
— Позволят ли эти меры конкурировать с китайским массовым электромобилем?
— С учетом конкуренции с Китаем ставка должна делаться не на массовый легковой сегмент, где китайские производители обладают ценовым преимуществом, а на нишевые направления: городской транспорт, коммерческий транспорт, спецтехника. Создание гигафабрик и развитие добычи лития имеет смысл только при наличии гарантированного внутреннего или экспортного спроса. Без масштабного рынка батарей такие проекты рискуют стать избыточными. Поэтому стратегия должна быть комплексной — от добычи сырья до конечного потребителя.
— Почему так медленно идет внедрение систем ИИ в российской энергетической промышленности?
— Основные барьеры — консервативность отрасли, требования к надежности, фрагментированность данных и опасения по киберрискам. Энергетика — это критическая инфраструктура, где любые цифровые решения должны соответствовать высоким стандартам безопасности.
Для ускорения внедрения уместно рассмотреть создание защищенных отраслевых платформ обмена данными, стандартизацию форматов данных, регуляторные «песочницы» для пилотных проектов, детальное разграничение доступа к данным и уровней ответственности.
— А как быть с конфиденциальностью данных?
— Проблема конфиденциальности может решаться через обезличивание данных и использование закрытых контуров обработки информации. Государство должно сыграть роль координатора, формируя единые требования к кибербезопасности и создавая доверенную инфраструктуру для машинного обучения. В целом внедрение ИИ в энергетике — это не вопрос моды, а вопрос повышения эффективности, прогнозируемости и устойчивости энергосистемы. Но оно должно идти эволюционно, с приоритетом надежности и безопасности.
— Обсуждается ли сейчас вопрос о предоставлении новых налоговых льгот для месторождений с третичными методами нефтеотдачи? Есть ли в них «бюджетная необходимость»?
— В целом — да, при условии адресности и экономической обоснованности. Третичные методы (в том числе химические) существенно повышают капиталоемкость добычи и удлиняют срок окупаемости проектов.
Если государство заинтересовано в поддержании добычи на зрелых месторождениях и максимальном извлечении запасов, налоговые стимулы логичны. Однако они должны быть ограничены по сроку, зависеть от фактического прироста коэффициента извлечения, учитывать бюджетную эффективность. Поддержка должна стимулировать именно технологическую модернизацию, а не компенсировать общую неэффективность проектов.
— Насколько эффективен механизм демпфера при резком росте мировых цен?
— Демпфер доказал свою эффективность как инструмент сглаживания ценовой волатильности на внутреннем рынке. Однако при резком росте мировых цен возникает риск значительного увеличения бюджетных выплат. Корректировка возможна в части изменения формулы расчета базовой цены, введения «потолка» бюджетных выплат, более гибкой шкалы компенсаций в зависимости от уровня мировых цен.
Но тут следует сохранить главный принцип — предсказуемость. Частые изменения параметров снижают инвестиционную привлекательность отрасли. При этом необходимо избегать ситуации, когда демпфер превращается в механизм автоматического перераспределения доходов без учета состояния бюджета, финансовых и инвестиционных возможностей нефтепереработки. Сегодня мы зачастую наблюдаем картину, что ресурс отрасли направляется на решение тактических задач бюджетной политики, что, к сожалению, демотивирует участников рынка, снижает устойчивость данной индустрии в среднесрочном горизонте планирования.
— Следует ли, на ваш взгляд, нормативно прописать правила введения запрета на экспорт нефтепродуктов?
— Да, прозрачность здесь критически важна. Экспортные ограничения — это крайне чувствительный инструмент, влияющий на цены, логистику и инвестиции. Среди возможных показателей, подлежащих закреплению на уровне нормативно-правовой регуляторики — критерии введения ограничений (уровень биржевых цен, дефицит предложения и т.д.), срок действия и порядок продления ограничения, механизм уведомления рынка. Это снизит регуляторную неопределенность и позволит компаниям более качественно планировать поставки и ремонты.
-Рассматривается ли на законодательном уровне вопрос о разработке программы защиты энергообъектов от БПЛА?
— С учетом текущих рисков вопрос системной защиты энергоинфраструктуры и промышленности в целом объективно актуален. Однако прямое обязательство для владельцев иметь собственные системы ПВО или РЭБ вряд ли реалистично — это вопросы национальной безопасности, а не только и не столько хозяйственной деятельности.
Рациональный подход может включать государственную программу защиты критической инфраструктуры, предусматривающую комплекс необходимых (обязательных) мероприятий, согласованное применение доступных сил и технических средств, софинансирование защитных мер, поскольку в масштабах страны речь идёт о сотнях миллиардов рублей на такие цели, создание компенсационного механизма для восстановления объектов, льготное кредитование на модернизацию и повышение антитеррористической устойчивости предприятий. Законодательное оформление юридически возможно в рамках режима защиты критической информационной и энергетической инфраструктуры, с понятным разграничением ответственности государства и бизнеса.