Введение: география — ключевой фактор экономики СЭС
При проектировании солнечной электростанции (СЭС) инвесторы традиционно фокусируются на инсоляции, стоимости оборудования и прогнозе выработки. Однако не менее важный, а зачастую и определяющий фактор доходности — это ценовая зона оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), в которой расположен объект. Именно зонная принадлежность региона определяет, по какой цене будут проданы излишки выработанной электроэнергии, какие рыночные механизмы доступны для монетизации генерации и какие регуляторные ограничения действуют.
Российский оптовый рынок электроэнергии разделён на ценовые зоны, где цены формируются конкурентно, и неценовые зоны, где тарифы устанавливаются государством. С 1 января 2025 года структура зон претерпела существенные изменения: ряд территорий перешёл из неценовых в ценовые зоны, что открыло новые возможности для солнечной генерации, но одновременно добавило ценовую волатильность. Данная статья подробно разбирает механизмы покупки излишков в каждой зоне и даёт практические рекомендации для инвесторов, консультантов и владельцев СЭС.
Архитектура оптового рынка: ценовые и неценовые зоны
Оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ) — это основа коммерческой инфраструктуры электроэнергетики России. Географическая структура ОРЭМ определена Постановлением Правительства РФ от 27.12.2010 № 1172 и представляет собой территориальное деление, влияющее на ценообразование, торговлю и регулирование. Выделяют два типа территорий: ценовые зоны, где цены определяются балансом спроса и предложения, и неценовые зоны, где цены устанавливаются регулятором — Федеральной антимонопольной службой (ФАС России).
Первая ценовая зона (Европа + Урал)
Первая ценовая зона (I ЦЗ) охватывает Европейскую часть России и Урал — территории Центрального, Северо-Западного, Южного, Северо-Кавказского, Приволжского и Уральского федеральных округов. Это наиболее энергоёмкий регион страны с высокой плотностью потребления и развитой сетевой инфраструктурой. С 1 января 2025 года в состав I ЦЗ включены бывшие неценовые зоны Архангельской области и Республики Коми (Постановление Правительства РФ от 23.12.2024 № 1868), что расширило рыночное пространство и устранило тарифные барьеры для солнечной генерации в этих регионах. Средневзвешенная цена на рынке на сутки вперед (РСВ) в I ЦЗ по итогам апреля 2025 года выросла на 24,7% к уровню предыдущего года, что свидетельствует о растущем спросе и благоприятной ценовой конъюнктуре для генераторов.
Вторая ценовая зона (Сибирь + Дальний Восток)
Вторая ценовая зона (II ЦЗ) объединяет территорию Сибирского федерального округа и, с 2025 года, регионы Дальневосточного федерального округа (ДФО). Включение ДФО во II ЦЗ стало частью масштабной реформы, направленной на интеграцию дальневосточных энергосистем в конкурентный рынок. Однако для отдельных территорий ДФО и таких регионов, как Республика Тыва, Правительством установлены особенности функционирования рынков — цены на электроэнергию там продолжают регулироваться. Индекс РСВ во II ЦЗ в апреле 2025 года вырос на 37,3% к уровню 2024 года, что существенно превышает темпы роста в I ЦЗ. Это создаёт повышенный потенциал доходности для СЭС в сибирском и дальневосточном регионах, но и увеличивает ценовые риски.
Неценовые зоны и изолированные энергосистемы
По состоянию на 2025 год единственной территорией, сохраняющей статус неценовой зоны оптового рынка, остаётся Калининградская область. Здесь цены на электроэнергию устанавливаются ФАС России в виде индикативных цен. Согласно приказу ФАС, индикативная цена для покупателей в неценовой зоне на 2026 год составит порядка 2052,90 руб./МВт·ч. Помимо неценовых зон, в России существуют технологически изолированные энергосистемы (ТИЭС) — территории, не подключённые к Единой национальной электрической сети (ЕНЭС). Их общая площадь составляет около 16,6% территории страны. К ним относятся изолированные энергорайоны Якутии, Чукотки, Камчатки, Сахалинской области и ряда других регионов. В ТИЭС оптовый рынок отсутствует, электроэнергия продаётся по фиксированным тарифам, и классические механизмы монетизации излишков СЭС не работают.
Механизмы покупки излишков электроэнергии
Рынок на сутки вперед (РСВ) и рыночное ценообразование
Рынок на сутки вперед (РСВ) — основной торговый механизм в ценовых зонах, на котором формируется рыночная цена электроэнергии. Каждый час участники подают заявки на покупку и продажу, а Администратор торговой системы (АО «АТС») формирует равновесную цену для каждого часа суток. Для владельцев СЭС, работающих на оптовом рынке (мощность от 25 МВт), цена реализации электроэнергии напрямую зависит от индекса РСВ в соответствующей ценовой зоне. По данным «Совета рынка», средневзвешенная цена РСВ в I ЦЗ в I квартале 2025 года выросла на 16,3%, а во II ЦЗ — на 31,5% по сравнению с аналогичным периодом 2024 года. Для крупных СЭС, отобранных по программе ДПМ ВИЭ 2.0, действует механизм договоров о предоставлении мощности, который гарантирует возврат инвестиций через оплату мощности, а электроэнергия продаётся по рыночным ценам РСВ.
Индикативные цены и регулируемые тарифы
В неценовых зонах и на отдельных территориях ценовых зон, где рыночные механизмы ограничены, действуют индикативные цены, утверждаемые приказами ФАС России. Индикативная цена — это расчётная величина, которая используется для определения стоимости электроэнергии при отсутствии конкурентного ценообразования. Для владельцев СЭС в таких регионах это означает предсказуемый, но, как правило, более низкий доход от продажи излишков по сравнению с ценовыми зонами. Регулируемые тарифы менее волатильны, однако они не отражают пиковые всплески спроса, когда рыночная цена может многократно превышать средний уровень. Так, в июле 2024 года оптовые цены в I ЦЗ превышали 1850 руб./МВт·ч на пике жары, тогда как индикативные цены оставались фиксированными. Это фундаментальное различие определяет экономическую логику размещения СЭС.
Микрогенерация: обязательный выкуп гарантирующим поставщиком
Для малых СЭС (до 15 кВт) действует механизм микрогенерации, установленный Федеральным законом от 27.12.2019 № 471-ФЗ. Ключевые положения: объект микрогенерации должен быть присоединён к сетям с напряжением не более 1 кВ; производство и продажа излишков не считаются предпринимательской деятельностью; гарантирующий поставщик обязан заключить договор и приобрести 100% объёма переданной в сеть электроэнергии; доходы физических лиц от продажи не облагаются НДФЛ до 1 января 2029 года.
Принципиальное различие между зонами заключается в цене выкупа: в ценовых зонах излишки покупаются по средневзвешенной нерегулируемой (рыночной) цене оптового рынка, а в неценовых зонах — по регулируемой цене. Это означает, что в ценовых зонах владелец микрогенерации получает рыночную премию в периоды высокого спроса, тогда как в неценовых зонах его доход фиксирован.
Сравнительный анализ доходности СЭС по зонам
Ниже представлена сводная таблица, систематизирующая ключевые параметры, влияющие на доходность солнечных электростанций в различных зонах оптового рынка. Данные основаны на информации ОРЭМ, приказах ФАС России и аналитических материалах «Совета рынка» за 2024–2025 годы.
| Параметр | I ценовая зона (Европа + Урал) | II ценовая зона (Сибирь + ДФО) | Неценовая зона (Калининград) |
| Ценообразование | Рыночное (РСВ) | Рыночное (РСВ) с оговорками | Регулируемое (ФАС) |
| Цена выкупа излишков (микрогенерация) | Средневзвешенная рыночная цена ОРЭМ | Средневзвешенная рыночная цена ОРЭМ | Регулируемая цена |
| Рост цен РСВ (2025 к 2024) | +16–25% | +31–37% | Не применяется |
| Волатильность цен | Умеренная | Повышенная | Отсутствует |
| Механизм для крупных СЭС | ДПМ ВИЭ 2.0 + РСВ | ДПМ ВИЭ 2.0 + РСВ | Не применяется |
| Потенциал доходности | Высокий | Очень высокий (с риском) | Умеренный (стабильный) |
Практические рекомендации для инвесторов и владельцев СЭС
- Выбирайте регион с учётом зонной принадлежности. При прочих равных условиях размещение СЭС в ценовой зоне обеспечивает более высокую доходность за счёт рыночного ценообразования. Переход территорий (Архангельская область, Республика Коми, ДФО) в ценовые зоны с 2025 года создал новые инвестиционные возможности, которые следует оценивать в первую очередь.
- Оценивайте ценовую волатильность. Вторая ценовая зона демонстрирует более высокий рост цен РСВ (+31–37% за год), что увеличивает потенциальную доходность, но и повышает риски. Для снижения волатильности рассмотрите участие в программе ДПМ ВИЭ 2.0, которая гарантирует возврат инвестиций через оплату мощности вне зависимости от колебаний цен на электроэнергию.
- Используйте механизм микрогенерации для малых СЭС. Для станций до 15 кВт закон 471-ФЗ обеспечивает гарантированный выкуп излишков без налогообложения до 2029 года. В ценовых зонах выкуп по рыночной цене позволяет получать премию в пиковые периоды. Оформите договор с гарантирующим поставщиком сразу после пуска станции.
- Учитывайте инсоляцию и себестоимость. Высокие цены РСВ во II ЦЗ могут компенсировать более низкую инсоляцию в сибирских регионах, но себестоимость строительства и логистики там выше. Проведите полный финансовый модель с учётом капитальных затрат, эксплуатационных расходов и прогнозных цен РСВ на горизонте 15–20 лет.
- Избегайте изолированных энергосистем для коммерческих СЭС. В ТИЭС отсутствует оптовый рынок, а фиксированные тарифы не обеспечивают привлекательной окупаемости. Исключение — замещение дизельной генерации, где экономия на топливе может быть существенной даже при регулируемых тарифах.
Ограничения и риски
Несмотря на благоприятные тенденции роста цен на РСВ, инвесторам следует учитывать ряд существенных ограничений. Во-первых, рыночные цены могут снижаться при вводе новых генерирующих мощностей или при снижении электропотребления в экономике. Исторически в I ЦЗ наблюдались периоды существенного падения цен, особенно в ночное время и в межсезонье. Во-вторых, для микрогенерации льгота по НДФЛ действует только до 1 января 2029 года, и её продление не гарантировано. В-третьих, для территорий ДФО во II ЦЗ действуют переходные положения, и полный переход к конкурентному ценообразованию может занять несколько лет, в течение которых ценовые условия будут менее предсказуемыми. Наконец, сетевые ограничения и процедуры технологического присоединения могут значительно увеличить сроки и стоимость реализации проекта, особенно в удалённых регионах.
Заключение
Зонная структура оптового рынка — это не формальность, а ключевой экономический параметр, определяющий финансовую модель солнечной электростанции. Ценовые зоны предоставляют рыночный механизм монетизации с потенциалом высокой доходности, но сопряжены с волатильностью. Неценовые зоны и изолированные энергосистемы предлагают стабильность, но ограничивают доход. Реформа 2025 года, расширившая ценовые зоны, создаёт новые возможности для инвестиций в солнечную генерацию, особенно на территориях, недавно перешедших к рыночному ценообразованию. Для принятия обоснованного решения инвесторам необходимо интегрировать зонный фактор в финансовую модель наравне с инсоляцией, капитальными затратами и регуляторными условиями.