Оптовые цены на электроэнергию в Сибири выросли на 13,63% за неделю
С 14 по 20 сентября свободная цена электроэнергии в Сибири выросла на 13,63%, до ₽1 736,86 за МВт·ч, хотя потребление сократилось на 0,19%. Давление на затраты промышленности усилил рост доли тепловой генерации при снижении доли ГЭС.
Цены выросли во всех зонах рынка
С 14 по 20 сентября оптовые цены на электроэнергию повысились во всех ценовых зонах России, причем наиболее резкие изменения произошли в Сибири и на Дальнем Востоке. Свободная цена в Сибири за неделю выросла на 13,63%, до ₽1 736,86 за МВт·ч. На Дальнем Востоке индекс поднялся на 16,02%, до ₽3 688,48 за МВт·ч, тогда как в европейской части России и на Урале рост составил более умеренные 3,08%, до ₽2 271,31 за МВт·ч.
Недельный скачок не вывел все регионы выше уровней аналогичного периода прошлого года. В Сибири цены оставались ниже на 12,7%, а в европейской части России и на Урале — на 1,2%. Дальний Восток двигался иначе: его индекс превысил прошлогодний показатель на 44,6%. Такое сравнение показывает существенный разрыв в стоимости оптовой электроэнергии между регионами даже после резкого подорожания в Сибири.
Структура генерации оказалась важнее слабого спроса
Потребление электроэнергии в Сибири за отчетный период сократилось на 0,19%, до 3,911 млн МВт·ч. Следовательно, причиной повышения цены не был рост совокупного спроса. Изменилась структура выработки: доля ГЭС снизилась до 69,18%, а доля тепловых электростанций увеличилась до 30,82%. Более активное использование ТЭС способно повышать предельную стоимость энергии, поступающей на оптовый рынок.
В других регионах спрос рос. В европейской части России и на Урале потребление увеличилось на 0,95%, до 14,331 млн МВт·ч, а на Дальнем Востоке — на 1,95%, до 796,553 тыс. МВт·ч. ТЭС обеспечили 67,81% дальневосточной выработки, ГЭС — 32,19%. В первой ценовой зоне, объединяющей европейскую часть России и Урал, доля атомной генерации снизилась до 31,16%, а доля ТЭС выросла до 60,41%.
Разрыв в затратах промышленности усиливается
Основная часть российской электроэнергии продается на рынке на сутки вперед, где цена зависит от состава генерации, необходимой для покрытия ожидаемого потребления. Отклонения от планового спроса торгуются в реальном времени на балансирующем рынке. Поэтому доступность разных типов мощностей может менять оптовую цену даже при стабильном или снижающемся потреблении, что и показывают данные по Сибири.
Изменилась и география рынка. С начала 2025 года Республика Коми и Архангельская область вошли в первую ценовую зону, а Дальний Восток — во вторую. Показатели Сибири и Дальнего Востока по-прежнему рассчитываются отдельно, поскольку их объединенные энергосистемы относятся к разным синхронным зонам.
Стоимость мощности остается предметом спора
Недельный рост цен происходит на фоне спора генерирующих компаний и промышленных потребителей о будущей стоимости мощности. Как сообщалось 9 июля, производители предложили заменить официальную инфляцию в формуле индексации цены конкурентного отбора мощности отраслевым индексом ценового давления. Они указали на рост расходов на ремонт и оборудование. Промышленные потребители выступили против и оценили возможные дополнительные затраты рынка примерно в ₽135 млрд.
На корпоративном уровне En+ Group в первом полугодии 2026 года увеличила выработку электроэнергии на 5,1%, до 41,1 млрд кВт·ч. Производство на ГЭС выросло на 8,2%, а на ТЭС сократилось на 3,1%. Выручка энергетического сегмента достигла $2,89 млрд, скорректированный показатель EBITDA увеличился на 35,5%. Однако для промышленных покупателей последние рыночные данные подтверждают, что региональная структура генерации по-прежнему может резко менять краткосрочные расходы на электроэнергию.
