Механизм take-or-pay в электросетях, призванный обеспечить эффективное использование инфраструктуры, может стать серьёзным барьером для новых промышленных проектов, если не будет учитывать реальные стадии их реализации — от геологоразведки до выхода на проектную мощность. Введение платы за невыбранный резерв мощности обсуждается с 2026 года, и ключевым вопросом остаётся баланс между интересами сетевых компаний и горнопромышленного комплекса, где освоение месторождений растягивается на годы. «Задача состоит не в перераспределении рисков между сетями и промышленностью, а в создании устойчивой модели взаимной ответственности», — заявил заместитель председателя Комитета ТПП РФ по энергетической стратегии Василий Ракитин.
Как сообщает портал «Капитал-Рус» со ссылкой на позицию Торгово-промышленной палаты РФ, 21 июля 2026 года рабочая группа в сфере энергетики не согласовала подготовленный Минэнерго проект постановления о механизме take-or-pay и направила его на доработку. Это даёт возможность найти баланс между эффективным использованием сетевой инфраструктуры и интересами промышленности, прежде всего новых инвестиционных проектов в регионах.
В чём суть механизма take-or-pay для промышленности
Принцип заключается в том, что электросетевая компания обязана обеспечить потребителю возможность использовать мощность, закреплённую при технологическом присоединении, даже если фактически предприятие выбирает только её часть. «Россети» обоснованно указывают, что завышенные заявки приводят к резервированию инфраструктуры, которая затем годами остаётся незагруженной. Поэтому экономическая ответственность потребителя за обоснованность заявки необходима.
Однако, как подчёркивают в ТПП, take-or-pay не должен превращаться в унифицированный платёж, не учитывающий поэтапный ввод промышленных мощностей. В последней редакции проекта для отдельных категорий новых крупных потребителей уже предусматривался поэтапный набор оплачиваемой мощности, и эту логику необходимо развить, связав не с формальными параметрами подключения, а с реальным графиком реализации инвестиционного проекта.
Почему горнопромышленный комплекс особенно уязвим
Для горнодобывающих предприятий вопрос чувствителен вдвойне. Освоение нового месторождения — это не одномоментный запуск готового объекта. Геологоразведка, строительство, создание инфраструктуры, ввод отдельных очередей и выход на проектную добычу занимают годы.
Показательный пример — месторождение Сухой Лог: на текущем этапе максимальная потребляемая мощность составляет 15 МВт, тогда как в перспективе её планируется увеличить до 229 МВт. Проект «Удокан» требует строительства более тысячи километров новых воздушных линий и подстанций суммарной мощностью 378 МВт. Такие проекты иллюстрируют обе стороны проблемы: сети не могут создавать дорогостоящую инфраструктуру под необоснованно завышенный резерв, но и предприятие не способно потреблять всю предусмотренную мощность сразу после подключения.
Какое решение предлагает экспертное сообщество
Василий Ракитин настаивает, что окончательная модель должна учитывать не только величину мощности, но и стадию инвестиционного проекта. Для нового месторождения целесообразно закреплять согласованный график набора нагрузки, связанный с вводом конкретных очередей производства. Такой график может устанавливаться при технологическом присоединении и корректироваться при документально подтверждённом изменении сроков реализации проекта.
Также необходимо учитывать сезонность работ, плановые ремонты, объективные задержки строительства внешней инфраструктуры, а также мощность, необходимую для обеспечения промышленной безопасности и надёжности электроснабжения. Для шахт и непрерывных производств наличие резервного электроснабжения может быть обусловлено обязательными требованиями безопасности, и неиспользование части мощности нельзя автоматически признавать неэффективным без анализа технической схемы.
Какие принципы должны лечь в основу новой модели
Эксперты ТПП выделяют несколько ключевых требований. Во-первых, принцип взаимной ответственности: если предприятие платит за гарантированный резерв, оно должно понимать, за что именно платит — какая мощность физически доступна, какие расходы несёт сеть, какие показатели надёжности обеспечиваются. Во-вторых, необходима прозрачность расчётов и инвентаризация резервов, чтобы сетевая мощность не оставалась «чёрным ящиком». Здесь предлагается принцип «двух ключей»: обязательства потребителя должны сопровождаться столь же определёнными и проверяемыми обязательствами сети.
В-третьих, важно исключить ретроспективное ухудшение условий для предприятий, принимавших решения по старым правилам. Как уточняется в информации, после июльского обсуждения Минэнерго предложило распространить новый порядок только на новых потребителей мощностью свыше 670 кВт, присоединённых после 1 января 2027 года. Рабочая группа настаивает на этом принципе, и его необходимо закрепить в окончательной редакции.
Что даст рынок прав на резерв мощности
Отдельного внимания заслуживает возможность распоряжаться уже оплаченным, но временно невостребованным резервом. Минэкономразвития разрабатывает концепцию рынка прав на резерв сетевой мощности. Такой механизм потенциально позволит передавать доступную мощность другому потребителю и плотнее загружать уже созданную инфраструктуру.
Однако, как предупреждают эксперты, максимальная мощность, не выбранная конкретным предприятием, не всегда существует в виде физически доступного сетевого резерва. Возможность перераспределения зависит от конкретного центра питания и схемы сети. Поэтому созданию рынка должны предшествовать техническая верификация резервов, формирование прозрачного реестра доступной мощности и разработка понятного механизма переуступки прав.
Коротко: главное о механизме take-or-pay в электросетях
-
Что такое take-or-pay в электросетях? Плата потребителя за зарезервированную, но фактически не выбранную мощность, чтобы сети не несли убытки из-за завышенных заявок.
-
Почему это важно для промышленности? Новые проекты (особенно в горной добыче) набирают нагрузку годами, и единый платёж может сделать их экономически нецелесообразными.
-
Какие конкретные проекты приводят в пример? Сухой Лог (с 15 до 229 МВт поэтапно) и Удокан (строительство более 1000 км ЛЭП на 378 МВт).
-
Что предлагают эксперты ТПП? Увязать оплату с графиком реализации проекта, ввести прозрачность расчётов и принцип «двух ключей», распространить только на новых потребителей с 2027 года.
-
Каковы перспективы рынка переуступки резервов? Минэкономразвития разрабатывает такую концепцию, но сначала нужна техническая верификация доступной мощности.
Резюме
-
Механизм take-or-pay для крупных потребителей электроэнергии находится в стадии доработки после неодобрения рабочей группой в июле 2026 года.
-
Ключевое требование промышленности — учёт поэтапного ввода мощностей, особенно в горнопромышленных проектах, где освоение месторождений длится годы.
-
Предлагается закреплять график набора нагрузки при техприсоединении, учитывать технологический резерв и сезонность.
-
Новый порядок предлагается распространять только на потребителей, присоединённых после 1 января 2027 года, чтобы не ухудшать условия для действующих проектов.
-
Для создания рынка прав на резерв необходима предварительная инвентаризация и верификация физической доступности мощностей.
Материал подготовлен изданием «Техносуверен» (technosuveren.ru).
Дата публикации: 18 августа 2026 года.
