Генерации подставляют плечо

По данным “Ъ”, энергетики обсуждают меры подстраховки энергосистемы Юга до ввода большой генерации, которая должна покрыть энергодефицит региона. Предлагается в том числе повысить тариф на передачу в период пиковых нагрузок, ввести аварийный механизм управления спросом и увеличить долю розничной генерации. Такие меры могут быть распространены и на другие регионы с дефицитами. Оптимальный и самый быстрый из вариантов — ввод аварийного механизма управления спросом, считают аналитики.

Выйти из полноэкранного режима

Развернуть на весь экран

Регуляторы рассматривают возможные меры поддержки Объединенной энергосистемы (ОЭС) Юга в периоды пиковых нагрузок, пока не будут построены новые энергоблоки, узнал “Ъ”. Прошлым летом дефицит мощности, который к 2030 году оценивается в 2,4 ГВт, привел к веерным отключениям электроэнергии в регионе. Ввести основную часть новых энергоблоков планируется в 2028–2030 годы (см. “Ъ” от 25 апреля).

В частности, предлагается ввести механизм аварийного управления спросом (Demand Response, DR) через агрегатор «Росатом Управление спросом» (структура «Росэнергоатома»).

Сейчас отобранные на конкурсе агрегаторы по команде «Системного оператора» (СО, диспетчер энергосистемы) снижают потребление в пиковые часы. Это уменьшает оптовые цены на электроэнергию, а бизнес получает плату за оказание таких услуг. Новый механизм «Росатом» предлагает применять для малого и среднего бизнеса, длительность и глубина разгрузки могут составить шесть часов в сутки на протяжении двух-трех недель зимой и летом. Стоимость услуги предлагается определять исходя из цены мощности новой генерации.

На юге также предлагается задействовать розничную генерацию общим объемом мощности от 105 МВт, которая за 20 дней в периоды пиковых нагрузок может вырабатывать до 32,8 тыс. МВт•ч. Цена поставки генерации потребителей составит 13–15 руб. за 1 кВт•ч в сравнении со сформировавшейся ранее на оптовом рынке электроэнергии ценой в 288 руб. за 1 кВт•ч.

Среди других обсуждаемых инициатив — повышение тарифов на передачу электроэнергии в дефицитные периоды, но без увеличения выручки территориальной сетевой организации: цены будут поднимать зимой и летом, а в межсезонье снижать.

Также рассматриваются изменение границ диапазонов дифференциации тарифов и введение механизма управления спросом через рынок системных услуг.

Еще одно предложение — стимулирование быстрой модернизации оптовой генерации для увеличения выдаваемой мощности, ресурс для этого есть у «Технопромэкспорта» (входит в «Ростех»). Кроме того, обсуждается проведение региональных отборов инвестпроектов розничной генерации и развитие микрогенерации, в том числе снятие ограничений на выдачу мощности.

В «Росэнергоатоме» сообщили “Ъ”, что «Росатом Управление спросом» высказал предложение о возможности потенциального использования нагрузки небольших коммерческих потребителей как высокоманевренной «виртуальной» пиковой генерации для прохождения летнего и зимнего максимумов энергопотребления, в том числе на период строительства новых генерирующих объектов. «Никто не призывает снизить объемы строительства генерации, она должна покрывать потребление, но реализация этих мероприятий требует времени»,— подчеркивают в компании.

В «Совете рынка» (регулятор энергорынков) “Ъ” заявили, что обсуждаемые меры направлены на снижение рисков дефицита на период строительства генерации в любых регионах, где ожидается рост потребления темпами, опережающими вводы генерации и сетей. Количественные оценки объема соответствующего ресурса носят предварительный характер, говорят там, но уровень в 100–200 МВт представляется достижимым.

Регулятор поддерживает меры, направленные на недопущение дефицитов, но также важен выбор наиболее экономически эффективных механизмов, сейчас в качестве источника преимущественно рассматриваются платежи потребителей оптового рынка.

В СО сообщили “Ъ”, что в августе 2025 года снижение потребления в рамках программы управления спросом по ОЭС Юга составило 5,75 МВт, в том числе для наиболее дефицитной части за КС «Волгоград – Ростов» — 0,75 МВт. «Учитывая отсутствие крупных потребителей, готовых к сезонному перераспределению нагрузки, и ярко выраженный сезонный характер потребления предприятий обслуживающего сектора, нет оснований полагать, что запуск новой программы управления спросом в краткосрочной перспективе сможет дать в ОЭС Юга значимый эффект»,— считают в СО.

По оценке «Транснефтьэнерго», общий плановый объем рынка управления спросом в денежном выражении за январь—сентябрь в первой ценовой зоне — около 749 млн руб. В третьем квартале средневзвешенная цена за снижение потребления — 514,6 тыс. руб. за 1 МВт в месяц, что эквивалентно примерно 25,7 руб. за 1 кВт•ч. Доля ОЭС Юга в рынке сейчас крайне мала, а потенциал его роста в этой энергосистеме ограничен, поскольку в регионе незначительное количество крупных промышленных потребителей с возможностью длительного снижения нагрузки, указывают эксперты «Транснефтьэнерго».

Генерация потребителей может подставить плечо энергосистеме в сложные периоды пиковых нагрузок, стоимость этой помощи на порядок меньше затрат на строительство и содержание пиковых станций и накопителей, отметили в «Сообществе потребителей энергии».

В «Технопромэкспорте» уточнили “Ъ”, что предлагают установить системы охлаждения в воздухозаборных устройствах парогазовых энергоблоков ТЭС, что существенно повысит их располагаемую мощность в летний период.

Дополнительным преимуществом, по мнению компании, станет прирост физической выработки высокоэффективных блоков парогазовых установок (ПГУ), что позволит снизить цены РСВ (рынок на сутки вперед) в энергосистеме Юга в часы пиковых нагрузок. Возвращать инвестиции предлагается за счет целевой и ограниченной по времени надбавки к цене мощности конкретных генерирующих объектов (фиксированной или в процентах от цены конкурентного отбора мощности). В Минэнерго и «Россетях» не ответили на запрос “Ъ”.

Евгения Франке из «Эйлер Аналитические технологии» считает, что из представленных мер наиболее экономичным и быстро реализуемым «мостом» до ввода большой генерации на Юге будет внедрение аварийного DR через специализированного агрегатора. По ее словам, предложенная модель агрегирует разгрузку примерно в 200 МВт на шесть часов в сутки в течение недель пикового потребления. В пилотном проекте итоговая стоимость «кВт•ч разгрузки» оценивается примерно в 35 руб., а годовая стоимость программы на 200 МВт — в 3,77 млрд руб., что ниже, чем годовые платежи, соответствующие строительству 200 МВт ПГУ (5,11 млрд руб.) при сопоставимом эффекте прохождения пиков. «Технически DR реализуется быстро, за счет смарт-контрактов, связи с СО ЕЭС и абонентских устройств, управляемых агрегатором»,— добавляет эксперт.

Анна Тыбинь, Татьяна Дятел