Европа платит за то, что не построила: перегрузка сетей к 2040 году будет стоить €100 млрд в год

В 2025 году европейские операторы передающих сетей переставили 70 ТВт·ч электроэнергии. Не между странами и не по рыночным сигналам — внутри собственных зон, чтобы разгрузить линии, которые не справились с потоком.

Счёт за эту операцию — €5,4 млрд. На 25% больше, чем годом ранее.

Это не аварийный эпизод. Это нормальная работа европейской энергосистемы, у которой есть цена, дата и вполне конкретный горизонт до 2040 года.

Перегрузка стала статьёй расходов

Управление перегрузками (congestion management) — это набор платежей и переключений, которыми оператор передающей системы (TSO) разводит спрос и генерацию, когда провода не пропускают всё, что хотелось бы передать. Станцию просят снизить выработку. Другую — поднять. Потребитель платит за разницу.

В 2025 году объём таких перестановок вырос примерно на 16%, а стоимость — более чем на 25%. Цена растёт быстрее объёма: система разгружает всё более дорогие часы.

Дальше начинается горизонт. Совместный исследовательский центр Еврокомиссии (JRC) смоделировал сценарий, в котором развитие сетей идёт как идёт, а зоны ценообразования не меняются. К 2040 году годовые расходы на управление перегрузками в этом сценарии превысят €100 млрд — примерно в 20 раз больше текущего уровня. Объём редиспетчинга (перераспределения выработки) вырастет до 800 ТВт·ч, более чем в десять раз.

Семь раз за шесть лет

Доход от перегрузки — сумма, которую получают операторы, когда цена электричества по разные стороны границы расходится из-за нехватки пропускной способности. В 2019 году по ЕС она составляла €1,3 млрд. В 2025-м — €9,2 млрд.

Рост в семь раз за шесть лет. Это не прибыль отрасли и не повод для гордости. Это индикатор дефицита: деньги появляются там, где провод не пропускает более дешёвую генерацию.

ACER в отчёте 2026 года накладывает доход от перегрузки на карту проектов из десятилетнего плана развития сетей ЕС (TYNDP). Картина неудобная. В ряде стран устойчиво высокая перегрузка соседствует с отсутствием проектов, которые находятся в разрешительной процедуре или в стройке. Система знает, где болит. Очередь на лечение не двигается.

Отсюда первый вывод, который легко пропустить за таблицами: европейская сеть страдает не от нехватки капитала. Она страдает от того, что капитал не может пройти через разрешительную процедуру и планирование.

Разрешение длиннее, чем стройка

Средний срок получения разрешения на передающую линию вырос с менее чем трёх лет в 2020 году до почти четырёх с половиной лет в 2026-м. Это среднее по ЕС. В отдельных странах процедура тянется дольше.

Цена ожидания посчитана. Один год задержки проекта стоит около €4 млрд потерянного экономического благосостояния. Не «упущенной выгоды» в презентации, а разницы между дешёвой и дорогой электроэнергией, которую потребители платят, пока линия не достроена.

Из 116 трансграничных проектов общего интереса и взаимного интереса в электричестве и газе часть ежегодно сдвигается вправо. Основная причина — не деньги и не технологии. Разрешения.

Показательный контраст: капитальные затраты (CAPEX) на передающие сети в ЕС почти утроились — с €10,4 млрд в 2019 году до €30,5 млрд в 2025-м, рост на 193%. Распределительные сети добавили 51% с 2021 по 2024 год: с €23,5 млрд до €35,3 млрд.

Отрасль научилась находить деньги. Она не научилась проходить процедуры.

Очередь длиннее сети

Перегрузка — это сегодняшний день. Очередь на подключение — завтрашний, и она растёт быстрее, чем провода.

В 2025 году проблемы с подключением на распределительном уровне зафиксированы как минимум в 15 странах ЕС. На передающем уровне в нескольких странах очередь оценивалась в величину, которая в разы превышает национальный пик нагрузки. Это не очередь на ремонт. Это очередь на право потреблять.

Заявки на подключение с 2019 по 2025 год выросли почти во всех странах, по которым есть данные. Диапазон роста — от 20% до более чем 2000% в отдельных случаях. Разброс объясняется не только спросом, но и тем, как страны считают и публикуют очередь.

Для горизонта 2040 года важна связка. Сегодняшняя заявка — это завтрашняя перегрузка, если её удовлетворить без новой пропускной способности. Отказ в подключении переносит проблему на другую сторону: дешёвая генерация не выходит на рынок, а потребитель с деньгами ищет обходные схемы — собственную генерацию, накопители, прямые договоры.

Так дефицит сети превращается в дефицит времени. И платит за него тот, кто строит быстрее, чем регулятор успевает согласовать.

Спрос, который добавили раньше сети

Отчёт описывает контекст без драматизма: растёт генерация из возобновляемых источников, растёт спрос. Тепловые насосы, электрификация отопления и транспорта, новые нагрузки — всё это подключается быстрее, чем строится передача.

В этом и состоит перевёрнутая последовательность. Новый потребитель получает подключение за месяцы. Новая линия — за десятилетие, из которого почти половина уходит на разрешения. Спрос и предложение двигаются с разной скоростью, а разницу оплачивает рынок через перегрузку.

Центры данных в этой картине — не главная причина и не второстепенная деталь. Они добавляют нагрузку в узлах, где пропускная способность уже на пределе, и делают это быстрее, чем сетевой план успевает пересобраться. Тот же эффект дают электрификация отопления и промышленные подключения.

Отсюда практический вывод для любого, кто планирует инфраструктуру: смотреть надо не на суммарный прогноз спроса, а на географию подключений. Дефицит возникает не в среднем по стране, а в конкретном узле, куда пришла нагрузка.

Деньги есть. Машина не едет

Оценки потребности в сетевых инвестициях сходятся в одном коридоре: €75–100 млрд в год с 2025 по 2050 год, примерно две трети — распределительные сети. Еврокомиссия считает, что до 2040 года нужно €1,21 трлн: €730 млрд в распределение и €477 млрд в передачу.

На этом фоне механизмы разделения затрат выглядят микроскопическими. Фонд межоператорской компенсации (ITC) в 2024 году составлял €880 млн — меньше 3% годовых капитальных и операционных затрат передающих операторов в 2025-м.

Страны, которые получают выгоду от линии, и страны, которые несут затраты на неё, редко совпадают. Пока компенсация измеряется сотнями миллионов, а проекты — миллиардами, трансграничная стройка остаётся доброй волей, а не экономикой.

Две трети денег — там, где нет единого плана

Самый недооценённый факт отчёта — география потребности. Из €75–100 млрд ежегодных сетевых инвестиций примерно две трети нужны на распределительном уровне. Не на магистральных линиях между странами, которые видны в новостях, а в локальных сетях, куда подключаются дома, заводы и зарядные станции.

Распределительные сети уже растут: CAPEX вырос на 51% с 2021 по 2024 год, с €23,5 млрд до €35,3 млрд. Но управляются они иначе. Передача — это несколько десятков операторов и европейские коридоры. Распределение — это национальные регуляторы, муниципальная политика и тысячи локальных решений.

Единого плана здесь нет и не будет. Именно поэтому дефицит подключения проявляется в 15 странах как локальная проблема, а не как общий кризис. И именно поэтому его труднее всего починить: рычаг находится не в Брюсселе.

Для потребителя разница принципиальна. Магистральная перегрузка влияет на оптовую цену. Распределительная — на то, сможет ли конкретный завод получить мощность и за сколько. Вторая история менее заметна и более болезненна.

Доход от дефицита как источник финансирования

Регламент ЕС 2019/943, статья 19(2), задаёт три направления, на которые можно потратить доход от перегрузки: гарантировать фактическую доступность мощности, финансировать сетевые инвестиции или снижать сетевые тарифы. ACER называет этот доход важным источником финансирования мер против перегрузки.

Здесь есть логическая ловушка, которую стоит проговорить. Доход от перегрузки существует ровно потому, что проблема не решена. Как только пропускной способности становится достаточно, цены сходятся и доход исчезает. Строить финансирование инвестиций на ренте дефицита — значит строить его на базе, которая тает по мере успеха.

Это не аргумент против использования таких денег. Это аргумент против того, чтобы считать их устойчивой моделью. Устойчивая модель — тариф, отражающий стоимость подключения в дефицитной зоне, и механизм разделения затрат, который покрывает проекты целиком, а не на 3%.

Пока же распределение выгод и затрат остаётся политическим вопросом. Страна-хост получает линии через свою территорию и не всегда получает выгоду. Соседи получают дешёвую электроэнергию и не всегда платят за стройку. Компенсационный фонд в €880 млн эту асимметрию сглаживает, но не решает.

ACER, 2026 Monitoring Report; прогноз 2040 — модель JRC для инерционного сценария

Сравните две цифры из таблицы. К 2040 году ежегодный счёт за перегрузку в инерционном сценарии — более €100 млрд. Ежегодная потребность в сетевых инвестициях — €75–100 млрд. Порядок величин один.

Экономический смысл этого совпадения жёсткий: платить за то, что не построено, будет стоить примерно столько же, сколько платить за стройку. Только в первом случае вы не получаете актив.

Здесь мы позволим себе оценку, которая не выводится из отчёта механически. Дефицит сетей в Европе — это не энергетическая проблема. Это проблема пропускной способности институтов: разрешительных служб, операторов, механизмов распределения затрат. Пока эти процедуры работают в прежнем темпе, любой рост CAPEX упирается в тот же потолок.

Самый дешёвый мегаватт — тот, что уже стоит

Есть класс решений, который отчёт выделяет отдельно: технологии повышения пропускной способности сетей (grid-enhancing technologies, GETs). Они не строят новые коридоры. Они выжимают больше из существующих.

Динамический рейтинг линий (DLR) пересчитывает допустимую нагрузку по погоде и фактическому нагреву провода вместо фиксированной консервативной оценки. Провода с высокой температурой и малым провисом (HTLS) несут больше тока в тех же габаритах. Фазосдвигающие трансформаторы (PST) и устройства FACTS управляют потоком, а не просто его пропускают.

Разброс стоимости огромен. FACTS и PST — это серьёзные инвестиции. HTLS и DLR — относительно дешёвые и быстрые.

Дальше — самое интересное для горизонта 2040 года. Отдельные операторы уже закладывают прирост пропускной способности от дешёвых GETs прямо в планирование. На уровне ЕС инвестиционно ёмкие технологии в TYNDP попадают как проекты. А прирост от дешёвых решений в общий план не входит.

Итог: планировщик видит дорогую стройку и не видит дешёвую альтернативу, которая откладывает эту стройку на годы. Это не техническая деталь. Это систематическая ошибка в модели, которая определяет, где Европа потратит следующие €1,21 трлн.

70% и зоны, которые никто не хочет трогать

Отдельная линия отчёта — требование пропускать минимум 70% трансграничной мощности. Формально это технический норматив. Фактически — тест на готовность отдавать свою сеть соседям.

ACER фиксирует: операторы выполняют требование не полностью и не всегда последовательно. Причина не только в физике. Отдавать пропускную способность на экспорт означает терять контроль над ценой внутри своей зоны.

Масштаб планов при этом растёт. TYNDP 2022 предусматривал 88 ГВт дополнительной трансграничной мощности к 2040 году — около 70% сегодняшней. TYNDP 2024 — уже 108 ГВт к 2040 году, около 86% текущей мощности. Планы смелеют быстрее, чем исполняются.

И есть рычаг, который в публичной дискуссии звучит реже всего, — пересмотр зон ценообразования. Модель JRC, из которой берётся €100 млрд к 2040 году, прямо исходит из нынешнего устройства зон. Измените границы зон — и часть перегрузки исчезнет не потому, что построили линию, а потому что рынок перестал считать её перегрузкой.

Это самый дешёвый и самый непопулярный инструмент из всех. Он не требует бетона и не даёт ленточки. Он требует объяснить избирателям, почему цена в их зоне вырастет.

Почему €100 млрд — это не прогноз

Стоит отделить число от его статуса. €100 млрд к 2040 году — не предсказание счетов потребителей. Это выход модели при двух допущениях: развитие сетей идёт по инерции, устройство зон ценообразования не меняется.

Поменяйте допущения — изменится число. Ускорьте разрешения — кривая поедет вниз. Введите дешёвые технологии в планирование — вниз. Пересмотрите зоны — вниз, иногда резко. Поэтому корректная формулировка не «Европа заплатит €100 млрд», а «инерция стоит около €100 млрд в год».

Направление при этом устойчиво. Объём редиспетчинга вырос на 16% за год, стоимость — более чем на 25%. Доход от перегрузки вырос в семь раз за шесть лет. Это не модельные допущения, это факты 2025 года.

Мы относимся к таким оценкам как к инструменту сравнения, а не как к счёту. Сравнение здесь полезнее точности: €100 млрд в год за перегрузку против €75–100 млрд в год инвестиций, которые эту перегрузку снимают. Даже с поправкой на погрешность модели порядок величин не меняется.

2040: две траектории, а не прогноз

Горизонт до 2040 года полезен не тем, что называет число. Он полезен тем, что показывает развилку.

Первая траектория — инерционная. Разрешения идут с прежней скоростью, GETs остаются приятным дополнением, 70% трансграничной мощности выполняются частично, зоны ценообразования не пересматриваются. Тогда €100 млрд в год расходов на разгрузку и 800 ТВт·ч редиспетчинга — не катастрофа, а бухгалтерия. Потребитель платит за непостроенное, тариф растёт, дешёвая генерация остаётся запертой в зонах, где её некуда деть.

Вторая траектория — процедурная. Разрешения сокращаются, дешёвые GETs входят в планирование, механизмы распределения затрат вырастают с сотен миллионов до миллиардов, требование 70% выполняется последовательно. Тогда кривая расходов на перегрузку ломается раньше 2040 года, а инвестиции идут туда, где они действительно добавляют пропускную способность, а не компенсируют простой.

Разница между траекториями не в деньгах. В первой и второй они сопоставимы. Разница — в том, получает ли Европа актив или оплачивает его отсутствие.

Проверить, какая траектория реализуется, можно задолго до 2040 года. Достаточно трёх индикаторов на горизонте 2030-го. Первый — средний срок разрешения: если он не опустился ниже трёх лет, инерция победила. Второй — доля дешёвых GETs в допущениях TYNDP: если их по-прежнему нет, планировщик видит только дорогую стройку. Третий — выполнение требования 70%: если разрыв не сокращается, зоны ценообразования останутся прежними.

Ни один из этих индикаторов не требует новых денег. Все три требуют решений, которые принимаются в национальных столицах, а не в Брюсселе.

Есть и третья траектория, которую часто подают как решение. Технологическая: гибкость, управление спросом, накопители и GETs покупают время и снижают пиковую нагрузку на линии. Это работает — но только как отсрочка, а не замена коридору.

Если относиться к гибкости как к замене стройки, она превращается в оправдание отложить решение. Через пять лет та же перегрузка вернётся, только очередь на подключение станет длиннее, а стоимость часа пика — выше.

Границы здесь простые. Гибкость снимает пики. Она не добавляет трансграничную мощность. Пока требование 70% не выполняется, а TYNDP не учитывает дешёвые GETs, технологическая траектория остаётся способом выиграть время, которым никто не распоряжается.

Как мы писали в ноябре про турецкий план до 2040 года (680 ТВт·ч и $500 млрд), страны, которые строят энергетику с нуля, обсуждают, где взять мощность. Европа обсуждает, как провести уже существующую. Это разные задачи и разные сроки.

Цена вопроса измеряется не в евро

Отчёт ACER не отвечает на один вопрос, и это, пожалуй, самое честное в нём. Кто платит за ускорение процедур — политический капитал, а не бюджет.

Разрешительная реформа не требует €100 млрд. Она требует решений, которые непопулярны локально: линии через чьи-то ландшафты, пересмотр зон ценообразования, перераспределение затрат между странами. Именно поэтому она буксует, хотя арифметика давно сошлась.

Технологии здесь — обходной путь. GETs покупают время. Они не отменяют стройку, но сдвигают её на годы вправо, а это годы дешёвой электроэнергии для потребителя. Если Европа сможет считать этот выигрыш в планировании, она получит самый дешёвый мегаватт из всех доступных — тот, что уже стоит.

Пока же счёт растёт на 25% в год, а средний срок разрешения — на полгода за шесть лет. Обе линии идут в одну сторону.

Горизонт 2040 года в этом отчёте — не прогноз того, что случится. Это счёт, который выставят, если ничего не менять. Разница между двумя траекториями укладывается в одно слово: процедура.