Мир меняется. Электроэнергетика отстает.

Электроэнергетика меняется. Модели конкурентных энергорынков, основы которых были разработаны в 60–90 гг. прошлого столетия и стали широко внедряться с начала 90-х, уже не отвечают текущим вызовам, связанным с резким ростом спроса, обусловленном в свою очередь «электрификацией 2.0» современной жизни. Эти тенденции стали проявляться в экономиках наиболее передовых стран еще с середины 2010-х, но качественный скачок произошел уже в 2020-х, после пандемии. И виной тому, а вернее определяющим фактором стал вначале резкий рост спроса со стороны быстрой строящейся и при этом значительной нагрузки – ЦОДов для криптомайнинга и финтеха, а затем, с 2023 года – ИИ, ускоривший этот тренд на порядок, до невиданных когда-либо ранее темпов. Этот спрос, как и дальнейший прогноз по его росту, распределяется между странами и регионами крайне неравномерно и, возможно, является частично хайповым, несущим риски рыночных пузырей, а потому создает значительную неопределенность и в его базовой инфраструктуре – электроэнергетике. Об этом уже  беспокоятся в ведущих странах и юрисдикциях – дело в том, что масштабные и вполне реальные инвестиции в энергетику, обеспечивающей те самые inference операции, которые являются конечным продуктом ИИ, в случае его переизбытка на рынке и схлопывания пузыря, не обеспечены чем-то материальным, кроме как компьютерным хардом  – графическими процессорами GPU, которые обесцениваются быстрее, чем финансовые обороты в этом бизнесе. Ситуация осложняется еще и тем, что все участники этой цепочки – девелоперы ЦОДов, генерация рядом, поставщики IT оборудования, IT компании – часто аффилированы и кредитуют друг друга. Впереди, как всегда, Америка, и это понятно – именно там самая свободная и конкурентная рыночная среда и соответствующая экономика, а потому и инновации и опережающее по отношению к другим развитие. Конечно, есть и Китай, и Европа, и другие страны, но Америка пока впереди. На порядок, к сожалению, отстает от лидеров Россия. И это в недалекой перспективе может стать нашим очередным «проспали». Как когда-то с персональными компьютерами, газовыми турбинами, электроникой и многим другим.

Главный вызов сегодняшнего дня в электроэнергетике стран лидеров цифровой гонки состоит в адаптации прежних моделей энергорынков, основанных на принципах недискриминационного доступа, к новым реалиям – как развивать цифровую экономику таким образом, чтобы обеспечить интересы всех участников: и ЦОДы, и традиционные индустрии, и энергетическую безопасность массовых потребителей. Электроэнергия, являясь всеобщим базовым благом современного общества, производится и распределяется сегодня в основном как социализированный ресурс на централизованных рынках, и появление таких отдельных цифровых потребителей, мощности которых превосходят города и даже страны, очевидно создает значительные перекосы в экономике электроснабжения. Налицо большая проблема.  

Как ее решают в Америке и у нас?  

Начнем с Америки.  Несколько цифр. Согласно различным источникам сегодня потребляемая мощность дата центров в США составляет около 24 ГВт, при этом к 2030 году спрос проецируется на 100-130 ГВт, что примерно будет соответствовать 9 –12 %  от общего потребления электроэнергии в стране, при том, что еще в 2023 году этот показатель составлял 4 %. Эти данные впечатляют, но если мы посмотрим планы за горизонтом 2030 года, хотя бы по некоторым компаниям, то увидим, что только известная корпорация AEP, например, законтрактовала присоединение 63 ГВт т. н. Large Load – нагрузки, ассоциированной с ЦОДами, а Southern Co, обслуживающая порядка 9 млн. потребителей в Юго-Восточных штатах подписала 7 ГВт Large Load, а к середине 2030х предполагает присоединение еще 50 ГВт.  И такая картина наблюдается почти по всей стране и практически по всем компаниям. Понятно, что не все эти планы воплотятся в жизнь, но картина в целом ясна – ЦОДы, в частности для  т.н. инферентных  мощностей ИИ – монетизирующих этот бизнес, потребляющих на порядок больше электроэнергии по сравнению с ЦОДами «предыдущего поколения» (хранения данных, майнинга, обучения моделей и т. п.) будут определять динамику спроса на электроэнергию в США как минимум в ближайшие 10 лет, и этот спрос будет расти в разы быстрее, чем в прежние доИИшные времена.  

И это обстоятельство, конечно, меняет все. Уже сегодня, в основных юрисдикциях США наблюдается 3–5  летний бэклог в присоединении новых потребителей и генерации к энергосистемам (интерконнекторам) – отстают как энергомаш (как и у нас), генерация, так и магистральные сети – схемы выдачи мощности для новой генерации и схемы внешнего электроснабжения для новых потребителей, особенно как раз таких крупных как ЦОДы– Large Load. В инвестиционном сегменте все стало в принципе существенно дороже и дольше в реализации из-за сохраняющихся хронических дефицитов в цепочке поставок со времен пандемии, регуляторная политика, реагирующая на рост цен, зеленую повестку и прочее стала гораздо менее предсказуемой и политически ангажированной, выросла стоимость финансирования и снизилась его доступность. Эти проблемы серьезны, но понятны.  Однако в основе всех этих проблем – резкий рост спроса, и это, помимо прочего, затрагивает основы текущего дизайна функционирования электроэнергетики – на централизованных рынках электроэнергии и мощности это приводит к росту цен для всех, в том числе для массовых потребителей. В крупнейшей энергосистеме PJM, объединяющей 13 штатов Северо-Востока с установленной мощностью и пиком сравнимыми с Россией, стоимость мощности выросла более чем в 10 раз с поставкой на 2025/26 год по сравнению с предыдущим аукционом, а затем еще на 50%.  На 2027/28 гг. на фоне дефицита генерации и снижении резервной маржи цены достигли величины $333.44/МВт день (на 2024/25 год они были ниже $30/МВт день) и это при том, что был применен прайс кэп, без которого они были бы порядка $530/MВт день. При дефиците производства растут и цены на централизованном спотовом рынке. А сетевые тарифы социализированы по определению – здесь растут затраты и тарифы на передачу. Сетевым тарифом оптового рынка в PJM является так называемый NITS – Network Integration Transmission Service, являющийся источником средств для операторов магистральной сети по возврату инвестиций и затрат по эксплуатации. Он в какой-то мере похож на наш тариф ФСК, также рассчитывается только через ставку на мощность (потери учитываются в стоимости энергии), но при этом формируется по зональному принципу в зависимости от плотности нагрузки на территориях, ограничений пропускной способности и ряда других факторов, чего нет в России, где все эти факторы и сигналы микшируются и подавляются, создавая внутреннюю перекрёстку и демотивируя рыночное поведение сетей. В этих условиях, в декабре 2025 года  FERC – Федеральная регуляторная комиссия, устанавливающая эти тарифы и регулирующая оптовые рынки  всех межштатных юрисдикций страны потребовала  от PJM пересмотреть систему присоединения и  тарификации новых потребителей с большой нагрузкой (Large Load) таким образом, чтобы, во- первых, стимулировать создание т.н. colocation – строительство генерации вместе с такой нагрузкой, обеспечивая при этом с одной стороны запуск ЦОДов, запитанных практически на шинах генерации, а с другой –  ускорение интеграции этих объектов в энергосистему PJM по временным схемам и более низким тарифам, с последующим переходом к нормальным параметрам после выполнения необходимых сетевых работ и выводу этой генерации на оптовый рынок в полном объеме; во-вторых предложила таким потребителям рядом с генерацией (собственной или законтрактованной по двусторонним договорам PPA) и не желающим полноценно присоединяться к оптовому рынку на выбор два тарифа из магистральной сети – твердый (firm demand contract) на определенный объем сетевых услуг (остальное – от аффилированной генерации), или же  – «по возможности» (non-firm demand contract), при котором такие потребители первыми отключаются от энергосистемы в случае стрессовых и аварийных ситуаций. Кроме того, в части генерации, FERC обязал PJM пересмотреть систему сальдирования потребителей оптового рынка с собственной генерацией за счетчиком (BTMG – Behind the Meter Generation), присоединенных к энергосистеме, ограничив сальдирование собственной выработки станциями мощностью не более 50 МВт (ранее она была не ограничена), при этом сохраняется сальдирование в полном объеме действующих объектов до их вывода из работы, с одной стороны, а с другой – если собственная генерация превышает 50 МВт, сальдирование не предусмотрено вовсе. Надо отметить, что такой подход встречает ожесточенную критику со стороны многих потребителей, особенно промышленных предприятий с собственными ТЭЦ, дискуссия на этот счет продолжается. Аналогичные процессы происходят и в других юрисдикциях США, в них активно участвуют губернаторы и регуляторы штатов, стремящиеся удержать на политически приемлемом уровне тарифы для массовых потребителей на розничных рынках, за которые они отвечают, изолировав их от затрат, связанных с энергоснабжением крупных оптовиков, как раз ЦОДы всех мастей – заставляя их самих строить собственные источники и нести все риски по соответствующим апгрейдам сетей.  Этим же, по сути, в своих рекомендациях и приказах руководствуются и федералы – FERC и NERC – Северо-Американская корпорация по надежности электроснабжения. Последняя недавно выпустила предупреждение – т. н. alert третьего, самого высокого уровня в связи с ростом нагрузки вычислительных мощностей, которая в силу самой технологии инферентных ИИ крайне волатильна и может неожиданно сбрасываться до очень низких значений, что снижает системную надежность. В целом в стране наблюдаются оживленные и очень открытые дискуссии по всем этим вопросам, поскольку все эти события и решения затрагивают интересы очень многих акторов и несут глобальные социально-политические и экономические риски.  А с точки зрения организации энергорынков наблюдается процесс начала глубокой трансформации моделей и подходов, сформированных десятилетия назад. Например, PJM на днях выпустил т. н. White Paper, где в качестве одного из решений по адаптации к новым условиям предлагается ни много ни мало, а отказ (!) от регулярного централизованного рынка мощности, переход к одноставочной модели, долгосрочным договорам поставок и мощности, и электроэнергии и использованию аукционов мощности только в качестве вспомогательного механизма.

И здесь самое время поговорить о нас. Ведь многие аспекты текущих обсуждений и реформ в США в значительной мере напоминают нам и наши дискуссии, правда без акцента на ЦОДы, поскольку наши 2-3 ГВт такой нагрузки с перспективами до 4–5 ГВт  на обозримом горизонте пока не делают погоду в той степени, которую мы видим в Америке. У нас главным фактором проблем являются планы по реновации отрасли, разработанные в основном в ручном режиме. Large load почему-то начинаются с 670 кВт, ЦОДы мы хотим разделить на полезные, не очень и вредные, рост тарифов и цен для массовых потребителей мы ограничиваем в основном административно-политическими методами, а чрезвычайно жесткая конструкция модели нашего энергорынка, где все построено не на реальных договорах как выражении свободного волеизъявления субъектов, а на их псевдо зеркалах (ДОП АТС, обязательное и небесплатное членство в СР, принудительный вывод генерации выше 25 МВт на опт, ДПМ всех мастей в генерации – по сути, фактические тарифы типа RAB, прикрытые псевдорыночными атрибутами, и т.п.) ведет к тому, что в сложных внешних условиях все это оказалось просто неработоспособным, и мы уже пару лет как топчемся на месте в реализации тех самых планов. Что касается вопросов собственной генерации потребителей и ее интеграции в энергосистему как решения по обеспечению растущего спроса на фоне старения энергоактивов, то известная пикировка по поводу т. н. «сетевого резерва» во всех его ипостасях у нас продолжается добрые полтора десятка лет, и вместо понятного и устойчивого решения в интересах всех сторон,  мы в итоге получили пресловутый take-or -pay, продвигаемый сетями и регуляторами.

Почему? Потому что наш рынок настроен не на гармоничное развитие по достижению оптимума общественного блага через реальные рыночные сигналы и механизмы в результате справедливого распределения предпринимательских рисков, выгод и ответственности, а на своего рода «перетягивание канатов» между производителями и крупными потребителями с всепоглощающей сетевой монополией, тянущей этот самый «канат» поперек усилий обоих. Ну а сверху всем этим занимательным бесконечным процессом дирижируют профильные ФОИВы, в первую очередь наше Минэнерго с Советом рынка, роль которого у нас свелась к анализу и принятию рутинных регламентов, а не каких-либо значимых решений. Но все при деле. Кроме массовых потребителей. Они вообще никак не влияют на этот процесс, они здесь зрители, хотя в итоге платят все больше, но пока не сильно больше, поскольку рынок, по сравнению с Америкой, гораздо жестче ограничен политически и в модели, и по факту. В результате застой и тупик в инвестиционном развитии отрасли. Отмечу, что PJM в своей White Paper тоже говорит о том, что проблемой сегодня являются административные ограничения и вмешательство властей в работу рынка, ведущие к неопределенности и снижению инвестиционной привлекательности отрасли. Но, как говорится, нам бы их проблемы.

У нас, вроде бы вполне трендовые инициативы вице-премьера А. Новака и Минэнерго по переводу крупных потребителей на фактический take-or-pay в сетевом сегменте, что, собственно, и предлагается в PJM в отношении Large Load ЦОДов (Bring your Own Generation), firm demand contract  или же по остаточному принципу (4 категория в наших реалиях), регламенты  использования собственной генерации с учетом интересов сетей и надежности в системе в целом) превращаются в какие-то уродливые формы, разрушающие основы создания энергосистем, возвращающие нас куда-то до в 30е  годы прошлого столетия, во времена, когда была электростанция, ЛЭП и завод с прилегающим поселком-городом. Наш доморощенный take-or- pay предполагает почему-то, что только НОВЫХ потребителей, но уже от 670 кВт и выше, будут тарифицировать по заявленной ими максимальной мощности при техприсоединении, которой для всей нагрузки суммарно в один и тот же момент в энергосистемах точно нет. Только для новых – возможно есть, но тогда это новое слово в регулировании – некая «тарифная дедовщина» а-ля рус.  А с другой стороны, мы наблюдаем ЦОД -лоббистов, стучащихся наверх, чтобы получить в итоге тарифы ФСК – в разы меньше, чем в распредсетях, а значит переложить свои издержки как раз на бесправных массовых потребителей.

Для потребителей с собственной генерации, остающихся при этом в энергосистеме, сетей и прочих акторов решение состоит в поддержании баланса интересов всех сторон через ставку за наличия присоединения к сети. Это особенно актуально сегодня, когда возможностей не оплачивать свою долю пиковой пропускной способности сети у потребителей все больше. В США пиковая мощность и в генерации, и в сетях оплачивается через среднее нескольких пиков в году, спрогнозировать которые для тех же ЦОДов для ИИ становится все проще, как раз с помощью тех же самых обученных ИИ агентов, которых они снабжают электричеством. Поэтому все большее распространение, особенно в распредсетях, получает дополнительная фиксированная ставка за наличие присоединения – своего рода абонентская плата, третья по отношению к ставкам за пиковое потребление и потери. У нас в действующей тарифной конструкции такой подход тем более актуален – это позволит разрешить тот самый нерешаемый годами вопрос несоответствия фактических НВВ сетей прогнозным при тарификации из-за ухода потребителей с часов контроля мощности при помощи собственной генерации и прочих ухищрений. Ну а для крупных ЦОДов, интеграция которых в общую энергосистему приводит к неприемлемому росту цен для всех – да, take -or-pay «по-американски», учитывая корни нашей модели рынка, вполне подходит. Как подходит для крупных потребителей и индивидуальная оплата усиления сети при техприсоединении, которую мы ввели в 2023 году, при том, что в Америке только-только озаботились этим вопросом. Другое дело, опять, а являются ли у нас крупными потребители мощностью 670 кВт и выше? Думаю, что нет.

И еще. Если нам не хочется оказаться в очередной раз в положении «проспавших» в гонке за ИИ, необходимо срочно пересмотреть наше отношение к интеграции ЦОДов в энергосистему, причем любых, начиная с майнинга. Потому что именно майнинг, как самый простой и самый быстро окупаемый цифровой бизнес, позволяет быстро развивать как саму инфраструктуру, так и конкуренцию на этом поле, а это крайне важно для становления этой отрасли на ноги. Тем более, что сегодня как раз дата центры, изначально майнинговые, во многих юрисдикциях массово трансформируются в ЦОДы для ИИ.  Их можно и нужно дискриминировать в плане требований по наличию собственных резервов и тарифов, изолирующих массовых потребителей от связанных с ними расходов на энергетику, как это и  продвигается в Америке, но нельзя делать из этого процесса некий квест, при котором те же майнеры вынуждены ждать годами техприсоединения при наличии в регионах свободных сетевых мощностей и избытка генерации.  Потому что, оказывается у кого-то важного и большого другие планы, которые с большой вероятностью как минимум будут сдвигаться и сдвигаться «вправо», а в это время и сети, и генерация будут стоять пустыми, но при этом стучать себя в грудь, требуя те самые take-or pay c обычных потребителей вполне среднего размера. Есть мощности, пусть даже в горизонте нескольких лет? Присоединяйте эти ЦОДы хотя бы временно, а потом, когда и если кто-то реально придет, предлагайте им дополнительные условия по собственным источникам, реконструкциям в энергосистеме, совместные инвестиции с этими большими и важными и т. д. Если они будут успешны и нужны, они найдут деньги, договорятся и останутся. Или же эти важные проекты, «на будущее», вроде бы такие актуальные сегодня, окажутся в итоге не нужны, что тоже вполне возможно.

Потому что мир меняется.  А значит должна меняться и наша электроэнергетика.