Сетевые монополии "душат" производителей электросетями. «Бумажное электричество» и инвестиционный банкет: как сетевые монополии душат новые заводы в России. Боли инвесторов, планирующих новые проекты - при подключении к электросетям.

Ключевые боли инвесторов (владельцев и топ-менеджеров бизнеса), планирующих новые проекты - при подключении к электросетям.

«Бумажное электричество» и инвестиционный банкет: как сетевые монополии душат новые заводы в России

Подключение к электросетям — техническая процедура, которая по закону должна быть простой и прозрачной. На практике для российских инвесторов это превратилось в дорогостоящий квест с непредсказуемым финалом. Стоимость «техприса» взлетает в десятки раз, сроки растягиваются на годы, а дешевой мощности «нет», даже когда она физически есть. В основе — система «бумажного электричества» и новая реальность, где бизнес вынужден оплачивать «инвестиционный банкет» сетевых компаний.

Искусственный дефицит: почему «мощностей нет» при полупустых подстанциях

Главный парадокс сегодняшней ситуации — дефицит существует преимущественно на бумаге.

1. «Бумажное электричество». Потребители исторически заказывали мощность с запасом, используя в среднем лишь 60-70% от лимита. Эти неиспользуемые мегаватты юридически закреплены за ними, и сетевая компания не может их перераспределить. Если «спящий» владелец внезапно включит все оборудование, система рухнет.

2. Резерв под «статусные проекты». Государство резервирует огромные объемы (до 50 МВт и более) для приоритетных зон или будущих проектов. Эти мощности годами могут простаивать, но для стороннего инвестора, стоящего буквально за забором, их «не существует».

3. Мертвые ТУ. Мощности заблокированы проектами, которые получили технические условия, но так и не были реализованы.

Итог для инвестора: формальный отказ «по причине отсутствия технической возможности», хотя реальная загрузка ближайшей подстанции может не превышать 20%. Увидеть эту цифру можно только на графике «на стене» в самой подстанции — чем и пользуются «умные» проектировщики, проводя инсайдерские проверки, чтобы получить аргументы для спора.

От «копеек» до миллионов: как ТУ превращаются в финансовую яму

Официальная плата за технологическое присоединение невелика. Реальная стоимость скрывается в Технических Условиях (ТУ), где сетевые компании включают «инвестиционную составляющую».

• Прямая перекладка расходов. С 1 июля 2024 года для потребителей свыше 150 кВт законно включать в стоимость техприса расходы сетевой компании на модернизацию и развитие сетей. Инвестор оплачивает не только свою «последнюю милю», но и замену старого трансформатора или реконструкцию подстанции.

• «Хотелки» монополиста. В ТУ могут быть заложены работы, не имеющие прямого отношения к запросу клиента, но решающие внутренние задачи сетевой компании — от выполнения инновационной программы до загрузки собственных подрядных организаций. Классический пример: цена подключения вырастает с 27 до 280 млн рублей после выдачи ТУ.

• Дорогие альтернативы. Вместо отказа могут предложить абсурдное с технической и экономической точки зрения решение: брать мощность по частям от 4-5 удаленных подстанций, что требует прокладки множества дорогих кабельных линий.

Тарифные ловушки и война за ВН/СН1

Получить выгодный тариф (высокое — ВН или среднее первое — СН1 напряжение) сегодня почти невозможно для «рядового» инвестора.

• «Ручное управление». Выдача ВН и СН1 переведена в разряд преференций для избранных — крупнейших или статусных проектов.

• Тактика монополиста. После передачи муниципальных сетей на баланс сетевой компании (например, АО «Сетевая компания» в Татарстане) потребителям часто предъявляют ультиматум: или переход на самый дорогой тариф НН, или плата за аренду сетей.

• Единственный способ. Закрепить за собой тариф ВН можно лишь одним путем — подключиться напрямую к подстанции, построив сети за свой счет, как это сделали, например, в промпарке «Челны».

Казнь сроками: от регламентных месяцев до реальных лет

Закон устанавливает четкие сроки: до 2 лет для крупных объектов. На практике инвесторы становятся «ждунами».

• В Татарстане средний срок подключения в 2024 году вырос до 72 дней, а в проблемных кейсах ожидание растягивается на полтора-два года после выполнения всех условий и оплаты.

• Резиденты индустриальных парков, построившие цеха за 4 месяца, вынуждены отапливать их дровяными печами и работать на дизель-генераторах, неся колоссальные убытки. Для проекта стоимостью 1 млрд рублей каждый день задержки может стоить 400 тыс. рублей только на процентах по кредиту.

Стратегии выживания: как инвесторы выкручиваются из сетевой ловушки

1. Оспаривание через УФАС и суды. Это основной юридический инструмент. Можно доказать избыточность требований в ТУ. В Татарстане есть прецеденты, когда через антимонопольную службу стоимость техприса удавалось снизить в 10 раз. Однако этот путь долгий и чреват «испорченными отношениями» с монополистом.

2. Перераспределение мощности. Если на нужной подстанции есть действующий потребитель с «бумажным» излишком, закон позволяет заключить с ним соглашение о переуступке мощности. Это часто дешевле и быстрее, чем работать с сетевой компанией.

3. Собственная распределенная генерация (ГПУ). Установка газопоршневых установок перестала быть экзотикой. Для многих проектов, особенно в АПК (где есть госпрограммы компенсации до 70% затрат), это стало экономически выгоднее и надежнее традиционного техприсоединения. Эту тенденцию теперь поддерживают даже «Газпром» и профильные министерства.

4. Предварительный аудит «в полях». Проверка реальной загрузки подстанций и неформальные консультации с персоналом до подачи официальной заявки — это не интрига, а необходимый due diligence, позволяющий избежать фатальных ошибок в выборе площадки.

Усугубляющий фактор: снижение гос.поддержки бюджета РФ для инфраструктуры в Татарстане

Ситуация резко обострилась в 2024-2025 гг. Татарстан, как и другие «самодостаточные» регионы, лишился федеральных субсидий на строительно-монтажные работы по сетям в рамках программы ППРФ 316 поддержки МСП.

В рамках прежнего Нацпроекта МСП 2019-2024, когда федеральный центр давал и на СМР и на ПИР -  можно было в тех.прис и все "хотелки" СК заложить в бюджет проекта пром.парка, возмещаемый субсидией на 70%

В новом Нацпроекте 2025 - 2029 федеральные деньги паркам из РТ можно получить только на оборудование. Все расходы на техприсоединение и инфраструктуру «последней мили» полностью легли на плечи управляющих компаний парков и инвесторов.

Вывод: Технологическое присоединение в России превратилось из административной процедуры в поле битвы за экономическую эффективность проекта.

Успех теперь определяют не только производственные и рыночные планы, но и способность инвестора вести сложные переговоры с естественными монополиями, использовать альтернативные схемы энергоснабжения и защищать свои интересы через регуляторов.

В новой реальности собственная генерация и тщательный аудит мощностей до покупки земли становятся не экзотикой, а стандартом грамотного инвестиционного планирования.

Еще по теме:

• Кому на Руси жить хорошо? наиболее НЕпострадавшие в ковид отрасли - это именно отказавшие в поддержке МСП пострадавшим
• Как влияют льготы, преференции ТОСЭР, ОЭЗ, промышленного парка на экономику проекта
• Где инвестору разместить производство?
• Как влияет создание промышленной площадки, индустриального парка в районе на экономику и уровень жизни
• Конкуренция и партнерство в развитии территорий РТ
• Где выгоднее разместить свое производство?
• Кооперация резидентов промышленного парка
• Ипотека промышленных зданий для индустриальных парков
• Как влияют тарифы, ФОТ льготы ТОСЭР, ОЭЗ, промышленного парка на экономику проекта
• Как научиться использовать имеющиеся ресурсы?
• Об эффектах от кооперации: смежники, субконтрактация