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.
МОСКВА, 1 сентября (BigpowerNews) — Регуляторы рассматривают возможные
меры поддержки Объединенной энергосистемы (ОЭС) Юга в периоды пиковых нагрузок,
пока не будут построены новые энергоблоки, пишет сегодня «Коммерсант», не
называя источники информации. 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,
сообщалось ранее.
В частности, по данным издания, 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) снижают потребление в пиковые часы. Это уменьшает оптовые цены на
электроэнергию, а бизнес получает плату за оказание таких услуг. 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» «Коммерсанту» сообщили, 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 заявили «Коммерсанту», 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, 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»,— сказали газете в СО.
По оценке «Транснефтьэнерго», которые приводит издание, 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, 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).
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 рублей, а годовая стоимость программы на
200 МВт — в 3,77 млрд рублей, что ниже, чем годовые платежи,
соответствующие строительству 200 МВт ПГУ (5,11 млрд рублей) при
сопоставимом эффекте прохождения пиков. «Технически DR реализуется быстро, за
счет смарт-контрактов, связи с СО ЕЭС и абонентских устройств, управляемых
агрегатором»,— добавляет эксперт, пишет «Коммерсант».