Analytic Energy Agency

https://www.kommersant.ru/doc/8875857 Простые решения. Конечно ДПМ при ближайшем рассмотрении это и есть RAB. Но все равно это путь в "нетуда".

https://www.inbusiness.kz/ru/news/v-kazahstane-poyavitsya-odna-iz-krupnejshih-ugolnyh-elektrostancij?fbclid=IwdGRzaAToVFNjbGNrBOhTenBkb2YFZXh0bgNhZW0CMTEAc3J0YwZhcHBfaWQMMzUwNjg1NTMxNzI4AAEemdhiyJb3tDF44hBZWt1fBl00OUAX-Y-ug_YlhRqimuJAYIYXp8jD-JqrQTI_aem_6AbY3nViRoKMmX1xb3DQQw

https://www.aeapresnow.com/post/%D0%B2%D1%8B%D1%85%D0%BE%D0%B4-%D0%B8%D0%B7-%D1%82%D1%83%D0%BF%D0%B8%D0%BA%D0%B0-%D1%87%D0%B0%D1%81%D1%82%D1%8C-%D0%B2%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%B0%D1%8F

https://youtu.be/uOKOPkzwK0U?si=GeKf4lYzelV6SmI3

Поговорили с главой «Системного оператора» Фёдором Опадчим о приоритетах при реализации Генсхемы-2042 и других актуальных вопросах. Среди прочего обсудили необходимость продления программы модернизации тепловой генерации, перспективы строительства ГЭС и АЭС, технологически нейтральные принципы отбора генерации и новую роль накопителей в ЕЭС. «Мы понимаем, что новый инвестиционный цикл жизни отрасли запускается в условиях, когда кредитные ставки высоки, а экономика перестраивается. Сейчас важно просчитывать эффективность решений, поэтому наша задача – не построить любой ценой, а построить оптимально, чтобы каждый вложенный рубль давал максимальную отдачу для развития энергосистемы. Если на макроуровне сегодня приоритетами являются сдержанность в расходах и консервативный прогноз, то в энергетике мы обязаны быть максимально точны в расчётах», – рассказал Фёдор Опадчий. Полный текст интервью – по ссылке.

Интересное и знаковое интервью главы СО ЕЭС Федора Опадчего, раскрывающего по сути понимание сегодняшнего руководства энергосистемой о том, что и как должно работать в отрасли и куда двигаться. И, к сожалению, это понимание далеко от реальных рыночных механизмов, представляя из себя некую смесь административных методов с элементами рыночных расчетов для принятия в основном субъективных решений. Это интервью перекликается с предыдущим материалом – серии постов из Энергетической гостиной, и поэтому, думаю, будет правильным обсудить эти оба поста вместе на нашем YouTube канале. Не пропустите. 👇

Сложите этажи: суммарная плата за мощность приближается к 0,8–0,9 трлн руб. в год — треть оптовой цены электроэнергии, — и примерно четверть этой суммы приходится не на конкурентный отбор, а на надбавки, договоры и индексации, назначенные решениями, а не рынком. При этом, напомним, система несёт 60–70 ГВт заведомо невостребованной мощности. Мы платим за избыток дважды: сначала за его строительство, потом за его содержание. Почему система не видит очевидного Потому что действующая модель платит не за работу, а за наличие. Рынок мощности устроен как налог на существование генерации: аттестовался — получай плату, работаешь ты 8 000 часов или 200. Генератору безразличен собственный КИУМ, как безразличен и удельный расход топлива: топливная составляющая проходит через РСВ транзитом, а плата за мощность от загрузки не зависит. Потребителю безразличен график: цена мощности не связана с его вкладом в пик. Неровный график устраивает всех — кроме тех, кто за него платит. Коэффициент неравномерности у нас 1,25: именно этот горб суточного графика и есть те самые 60–70 ГВт «лишней» мощности. При этом дефицитные зоны существуют — ОЭС Юга, Центра, Бурятия. Но это дефицит не генерации, а сетевой пропускной способности: запертая мощность Сибири и Приморья физически не добирается до потребителя. Правильное сетевое строительство, расшивающее узкие места, заменяет собой гигаватты новых строек в дефицитных узлах — в 3–5 раз дешевле каждого построенного мегаватта. Резонное возражение — хрупкое равновесие перекрёстного финансирования: резкое обрушение мощностной составляющей ударит по дальневосточной надбавке, которая живёт именно в цене мощности, и по балансам неценовых зон. Ответ — минимальная цена мощности, пол, ниже которого двусторонние договоры не заключаются. Пол держит систему выравнивания тарифов и действующие обязательства; конкуренция над полом отсекает избыточную мощность. Никакие надбавки не рушатся — рушится только рента. Действующие ДПМ и КОМ НГО — обязательства, которые надо исполнить, хотя прецедент Курской АЭС-2 с её 7,3 млн руб./МВт·мес показывает, во что превращается «обязательство», чью цену никто не проверил конкуренцией. Но новая мощность должна рождаться в новой логике: нет договора с потребителем — нет станции. Последний цилиндр Самое поразительное в этой истории — все цифры открыты. Оперативные данные СО ЕЭС, итоги КОМ, КИУМ, ЧЧИ публикуются ежемесячно; мировые балансы — в отчётах IEA и Ember. Избыток мощности не тайна: он арифметика. И мир уже показал оба пути: Китай и Европа превратили свой запас мощности в дешёвую ВИЭ-генерацию с батареями, Америка платит за фирменный резерв 15–24% и не центом больше. Мы держим 63% сверх пика — твёрдой, дорогой, ежемесячно оплачиваемой мощности — и собираемся построить ещё. Регулятор может продолжать считать от предложения — сколько построить, сколько аттестовать, сколько выплатить. А может начать считать от потребления — сколько нужно, когда и где. В первом случае нас ждут ещё 25 лет роста тарифов и падающего КИУМ. Во втором — энергосистема, где пик наказывается ценой, ровный график вознаграждается, генератор отвечает за каждый грамм топлива, солнце с батареей конкурирует с турбиной, а мощность покупается договором, а не указом. Двигатель уже собран. Осталось включить все цилиндры.

Рецепт: считать от потребления Выход — не очередная программа строек, а смена системы координат: платить за результат, а не за существование. Потребитель. Тарификация от поведения: пиковый коэффициент в цене. Потребил в час максимума энергосистемы — заплатил за мощность в полной мере; сместил нагрузку в ночь или выровнял график — получил скидку. Механизм частично проработан в demand response, где цена услуги 514,6 тыс. руб./МВт·мес в 2,6 раза выше КОМ — и всё равно дешевле стройки. Осталось перевернуть логику: не платить избранным за снижение, а брать со всех за пик и возвращать ровным. Население и малый бизнес, сегодня отрезанные от рынка гибкости, должны получить доступ через агрегаторов и домашние накопители. Генератор. Зеркальная симметрия: плата за мощность должна зависеть от того, как мощность работает. Низкий КИУМ при высоком удельном расходе топлива — минус к цене мощности вплоть до нуля. Высокий КИУМ при низком УРУТ — премия. Сегодня целевой удельный расход 285,4 г/кВт·ч декларируется, но ни с чем не связан. Свяжите его с платой — и у генераторов появится то, чего не было никогда: личный финансовый интерес в эффективности. Сети. Инвестпрограммы ранжировать по высвобождаемой мощности, а не по километрам: километр ВЛ, расшивающий запертый узел, в разы дешевле мегаватта генерации, который он заменяет. Табу под названием КОМ Из этой логики следует неудобный вывод: централизованный рынок мощности как универсальная оплата всех подряд себя исчерпал. Он выполнил историческую задачу — сохранил парк в нулевые, профинансировал ДПМ, модернизацию, атомную программу. Но механизм, платящий каждому аттестованному мегаватту независимо от востребованности, при избытке в 60–70 ГВт является не страховкой, а рентой. Альтернатива уже существует внутри того же рынка: свободные двусторонние договоры. Хочешь двухставку — заключай СД: цена энергии плюс цена мощности, договорённость двух сторон, а не централизованная раздача. Потребитель сам решает, сколько мощности покупать и у кого; генератор зарабатывает мощностную составляющую ровно настолько, насколько его мощность нужна конкретному покупателю. Счёт за мощность: что на самом деле платит потребитель Теперь главное — во что всё это обходится. Розничный потребитель видит в платёжке одну цифру, но оптовый покупатель платит за мощность по семидесятистраничному прайсу, где конкурентная цена — лишь первый этаж. Полная конструкция платежей за мощность на 2025–2026 годы выглядит так. Первое. Базовый КОМ: 193,2 тыс. руб./МВт·мес в первой ценовой зоне и 303,2 тыс. во второй по итогам отбора на 2025 год (на 2026-й — 194,9 и 299,4 тыс. соответственно). При отобранных объёмах 157,8 ГВт и 42,5 ГВт это около 520 млрд руб. в год — платят все, получают все аттестованные, независимо от реальной выработки. Второе. Индексация +15,16% сверх индекса цен производителей на 2025–2027 годы — официальное признание, что стройка дорожает быстрее статистики: плюс 39 млрд руб. в 2025-м и плюс 64 млрд в 2026-м. Третье. ДПМ, КОММод, КОМ НГО и договоры новых АЭС/ГЭС — 33,6 ГВт мощности по индивидуальным, неконкурентным ценам; только программа КОММод («ДПМ-штрих») обойдётся потребителям в 1,9 трлн руб. за период — впятеро дороже всей поддержки ВИЭ в истории. Четвёртое. ДПМ ВИЭ и ТБО: программа 2025–2035 годов оценена в 350–573 млрд руб., пиковая нагрузка — до 52 млрд руб. в год, гарантированная доходность инвестору 12% плюс ОФЗ. Пятое. Атомные договоры нового поколения: только Курская АЭС-2 по приказу ФАС № 86/26 получила 7,33 млн руб./МВт·мес — это 110 млрд руб. в год за два блока и 11,8 руб. скрытой надбавки в каждом её киловатт-часе. Шестое. Дальневосточная надбавка: 30,4 млрд руб. в 2025 году, собирается с промышленных потребителей ценовых зон, продлена до 2035 года. Седьмое, за кадром ОРЭМ, но в том же счёте потребителя: СНЭ ОЭС Юга на 59 млрд руб. через сетевой тариф и регулируемые цены ТИТЭС (Крым, Калининград).

Два полюса ВИЭ Взгляните, как мир расставляет акценты внутри этого запаса. Китай закончил 2025 год с 3,89 ТВт установленной мощности, из которых ветер и солнце — 1 840 ГВт, или 47,3% парка: только за год введено 315 ГВт солнечных станций и 119 ГВт ветровых — больше, чем суммарная солнечная мощность США; нефоссильные источники (60,4% парка) впервые превысили тепловые. В апреле 2025 года ветер и солнце дали 26% месячной выработки, за год — около 20%. В США ветер и солнце в 2025 году дали 19% выработки — больше, чем уголь или атом по отдельности, — а ВИЭ в целом 26%; Калифорния и Невада превысили 30% солнечной генерации в годовом балансе. В ЕС ветер с солнцем — около 29% баланса при более чем половине установленной мощности (690 ГВт из ~1 250). В Японии солнце — около 10%. В России — 0,5% выработки и менее 4 ГВт мощности на всю страну: мы находимся на противоположном полюсе, и это не метафора развития, а метафора выбора. Долгое время консервативная позиция опиралась на железный аргумент: ВИЭ неуправляемы, КИУМ низок, дешёвый киловатт-час солнца обесценивается необходимостью резервирования. Аргумент умер на наших глазах — его похоронила связка «ВИЭ + СНЭ». Посчитайте сами. Солнечная генерация в зонах высокой инсоляции уже продаётся по PPA за 1–1,5 цента за кВт·ч (рекордные тендеры Саудовской Аравии и ОАЭ). LFP-ячейки стоят $70 за кВт·ч и продолжают дешеветь: четырёхчасовой накопитель добавляет к солнечному киловатт-часу 2,5–3,5 цента. Итого фирменная солнечная энергия с вечерней переброской — 4–6 центов за кВт·ч. Новая газовая ПГУ в США подорожала втрое за три года — до $2,4 млрд за ГВт, её киловатт-час стоит 8–12 центов. В зонах хорошей инсоляции связка «солнце плюс батарея» — уже не «альтернативная» энергетика, а прямая угроза традиционной: она дешевле новой газовой генерации и съедает вечерний пик, который был последним убежищем тепловых станций. Калифорнийская «утиная кривая» залита 10 ГВт сетевых батарей: вечерний пик там теперь покрывают вчерашним полуденным солнцем. Для России это не далёкий горизонт, а упущенная вилка. Наши зоны инсоляции — Астрахань, Калмыкия, Ставрополье, Забайкалье, юг Сибири и Дальнего Востока — скромнее арабских, но вполне рабочие. Между тем мы выбрали поддерживать ВИЭ через ДПМ по 10,5–14,1 руб. за кВт·ч для солнца — в пять-семь раз дороже мировой себестоимости, — при программе в 6,7 ГВт на десятилетие. Китай вводит столько же каждые восемь дней. Правильная стратегия для наших южных дефицитных узлов выглядела бы наоборот: не ДПМ-ВИЭ по рентным ценам, а дешёвое импортное оборудование плюс СНЭ в конкуренции с пиковой генерацией ОЭС Юга — там, где каждый пиковый мегаватт сегодня стоит системе 60 руб. и выше за кВт·ч.

ШЕСТЬ ЦИЛИНДРОВ, РАБОТАЮТ ДВА В ЕЭС России установлено 271 ГВт при пике 166 ГВт и средней нагрузке 132 ГВт. Система платит за каждый гигаватт — и не спрашивает, работает ли он. Мировой опыт подсказывает: дело не в количестве мощности, а в том, кто и за что платит Арифметика избыточности Откроем оперативную сводку системного оператора. На 1 января 2026 года установленная мощность электростанций страны — 271 052 МВт. Годовой максимум потребления, зафиксированный 24 декабря 2025 года в 17:00 при морозе −13,4°C, — 166 155 МВт. Средняя нагрузка года — 132,5 ГВт (1 161 млрд кВт·ч, делённые на 8 760 часов). Теперь простое деление. Установленная мощность превышает пиковую в 1,63 раза, среднюю — в 2,05 раза. КИУМ ценовых зон — 52,6% и падает: парк в среднем работает 4 610 часов из 8 760. Почти 5 ГВт тепловой генерации за 2025 год отработали менее 240 часов — две недели в году. За эти две недели они получают плату двенадцать месяцев. На оптовый рынок в 2025 году фактически поставлялось 191,4 ГВт мощности из 231,4 ГВт установленной в ценовых зонах — то есть каждый шестой мегаватт парка даже не аттестуется к поставке, но продолжает числиться в балансе. Автомобильная аналогия напрашивается сама: двигатель на шесть цилиндров, из которых постоянно работают два, третий подключается в пике, а остальные оплачиваются как «подлежащие содержанию». Только за этот двигатель платит не абстрактный владелец, а каждый потребитель страны — в цене каждого киловатт-часа. Кто-то скажет: это резерв. Нет. Резерв — это 20–25% сверх пика, то есть 35–40 ГВт. У нас сверх пика установлено 105 ГВт. Если бы суточный график был выровнен до среднего уровня с нормальным резервом 20%, для производства тех же 1 161 млрд кВт·ч хватило бы 160 ГВт действующей мощности. Избыток — 60–70 ГВт мощности, не нужной даже в самый холодный вечер года. По ценам конкурсного отбора мощности 2026 года каждый такой гигаватт обходится потребителям в 2,3–3,6 млрд руб. ежегодно. Совокупный счёт — 150–250 млрд руб. в год. Это больше годовой инвестпрограммы ФСК. Мировое зеркало Возражение «у всех так» стоит проверить цифрами. Проверили — по данным системных операторов и отраслевых ассоциаций на рубеже 2025–2026 годов. Судите сами. Соединённые Штаты располагают примерно 1 350 ГВт установленной мощности при пике около 760 ГВт — запас в 1,8 раза. Япония держит 328 ГВт на пик в 159 ГВт — двукратный. Европейский союз собрал под своей крышей порядка 1 250 ГВт при пике около 520 ГВт — в 2,4 раза больше. Китай рапортует о 3 890 ГВт против рекордной летней нагрузки 1 506 ГВт — запас в 2,6 раза. На этом фоне российские 271 ГВт при пике 166 ГВт выглядят почти аскетизмом — 1,63. Но это оптическая иллюзия номинальной мощности. Вычтем из каждой системы ветер и солнце — источники с КИУМ 10–25%, которые в пиковый час могут дать ноль, — и картина переворачивается с головокружительной быстротой. Из американских 1 350 ГВт без 365 ГВт ветро-солнечных остаётся меньше тысячи: твёрдый запас сжимается до 1,3 пика. Япония без своих 105 ГВт солнечных панелей опускается до 1,4. Китай, вычеркнув рекордные 1 840 ГВт ВИЭ, остаётся при 1,36. А Европа и вовсе сдувается до 1,1: без 690 ГВт ветряков и панелей старый континент живёт почти впритык к собственному пику — именно поэтому ENTSO-E ежегодно бьёт тревогу по адекватности, американский NERC и японский OCCTO держат нормативный резерв в коридоре 15–27% сверх пика, а брюссельские энергетики спорят, чем закрывать вечерние часы. И лишь Россия после любого вычитания остаётся на уровне 1,6: наш избыток — не бумажные ватты ВИЭ, а 105 ГВт твёрдой мощности сверх пика, из которых 60–70 ГВт не нужны даже в самый холодный вечер года. Мировая норма резерва — 15–25%. Мы держим 61% — и платим за каждый процент этого превышения полную цену мощности, а сверх того планируем достроить ещё 22 ГВт к 2031 году.

Публикуем интересную статью с чата Энергетической гостиной в нескольких частях о текущем состоянии российского энергорынка и предложениях по его реформированию.

https://youtu.be/ortqk19cucA?si=Iha_o5JX-i2ktn4M

Наконец, появилась значимая новость для обсуждения и в России. И это опять печально известная инициатива Россетей take-or -pay. Предлагаемый проект не прошел очередной этап – регуляторную гильотину в Рабочей группе по энергетике. Там много чего не понравилось экспертам, обсудим в YouTube, а пока ограничимся критикой самого подхода – так называемой постепенности внедрения этого странного метода оплаты сетевых услуг в электроэнергетике, и в частности в распределительных сетях, для старых потребителей . Все эти проценты от максимальной мощности и т.д. – это про хвост по частям. Сам метод расчета базы для оплаты от этого не становится приемлемым, потому что он в принципе не верен для распределительных электросетей. Отговорки Россетей, мы мол, предлагали этот принцип только для новых потребителей, и позиция некторых участников обсуждения, пусть нас исключат из этого нововведения, тоже неверны по определению – это создает неравенство потребителей на энергорынке по сомнительным критериям. Тему нужно закрывать совсем, как и тот самый затасканный до дыр в свое время "сетевой резерв" , и такая консолидированная позиция сообщества обнадеживает. Но это не значит, что проблемы недобора выручки сетевиками относительно плановой в периоде регулирования из-за кривого регулирования и естественно оппортунистического поведения потребителей не существует и ее не надо решать. Решение есть – и это расчетная третья ставка за наличие присоединения, пропорциональная его мощности, отражающая минимально необходимые затраты на поддержание готовности сетевой мощности для данного потребителя, даже при нулевом потреблении через данное присоединение. Раскроем эту тему подробнее в YouTube канале.

Свердловская область наращивает ИТ-инфраструктуру Призрак ходит по ИТ-отрасли— призрак ИННОПРОМ. Выставка прошла, но продолжает появляться информация о важных договорённостях. В интервью «Коммерсанту» заместитель губернатора Свердловской области Дмитрий Ионин напомнил, почему инвесторам стоит обратить внимание на регион. ⏹️ В области обновили закон о масштабных инвестпроектах. Для ЦОД с инвестициями от 1 млрд рублей на гектар регион может отдавать землю без торгов. ⏹️ Регион договорился с ГК Key Point о новом проекте. Компания рассматривает площадки у Новосвердловской ТЭЦ либо в районе Верхней Пышмы. Вопрос энергоснабжения предварительно обсуждали с «Россетями». До этого оператор открыл под Екатеринбургом крупнейший коммерческий ЦОД УрФО уровня Tier III. ⏹️ Подписано соглашение между Сбером и ТЭЦ «ВИЗ». Инвестор берёт под себя целую ТЭЦ и дальше строит рядом свои ЦОДы, не бегая по рынку за мегаваттами. При таком подходе будущие площадки могут быть крупнее уже объявленных объектов. ⏹️ «Россети Урал» и правительство Свердловской области подписали соглашение: сетевая компания берёт на себя экспертную поддержку в проектировании, строительстве и эксплуатации ЦОДов в регионе. То есть в пакете для инвесторов теперь не только земля, но и формальный партнёр по сетям. ⭐️ Пока Московская область выкручивает оплату за землю в 68 раз, Екатеринбург ждёт новые проекты с табличкой Welcome. Энергия в регионе есть, банкет продолжается. 🕹️ Серверная в Telegram | в MAX

https://www.inbusiness.kz/ru/news/kazahstan-postroit-energeticheskij-shit-dlya-yuga-strany Обсудим.

https://youtu.be/M07_fpYT7nk?si=IvZ_tLSvJPBOHH1F

Развернутое мнение по поводу "реформ" балансирующего рынка в Казахстане https://www.inbusiness.kz/ru/news/kazahstan-perekryl-istochnik-milliardnyh-dohodov-na-rynke-elektroenergii P. S. Портал inbusiness.kz cнял публикацию с сайта без объяснения причин. Хотя они все более становятся понятными для тех, кто следит за повесткой в Казахстане. Поэтому читайте здесь: https://www.aeapresnow.com/post/%D0%B1%D0%B0%D0%BB%D0%B0%D0%BD%D1%81%D0%B8%D1%80%D1%83%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9-%D1%80%D1%8B%D0%BD%D0%BE%D0%BA-%D0%BA%D0%B0%D0%B7%D0%B0%D1%85%D1%81%D1%82%D0%B0%D0%BD%D0%B0-%D1%87%D1%82%D0%BE-%D0%BD%D0%B5-%D1%82%D0%B0%D0%BA

Американская PJM определилась с проведением дополнительного аукциона мощности на 6.8 ГВт – объема, который был недопоставлен в последнем регулярном базовом аукционе на 3 года вперед, что привело к снижению балансовой надежности с 20 до 14 %. Т.н Back stop (резервный) аукцион будет проведен в сентябре - октябре 2026 года. Помимо этого PJM направляет в FERC для одобрения предложения по расчету спроса на рынке мощности в будущем, касающиеся дата центров. Те из них, которые не будут иметь собственной генерации при присоединении к энергосистеме, обеспечивающей их потребление, не будут учитываться в прогнозном спросе, и будут отключаться при стрессовых ситуациях в системе. Детали обсудим в нашем YouTube канале. Stay tuned. https://www.utilitydive.com/news/pjm-board-backstop-capacity-auction-data-center-curtailment/826347/?utm_source=Sailthru&utm_medium=email&utm_campaign=Issue:%202026-07-28%20Utility%20Dive%20Newsletter%20%5Bissue:87488%5D&utm_term=Utility%20Dive

То, о чем мы говорили не раз на наших ресурсах. Нацпроект Казахстана по модернизации энергетики и коммунального секторов на 13 трлн. тенге катастрофически отстает от графика. Почему? Потому что там все очень сложно и организационно и по сути. И скорее всего так и останется проектом, а не реальностью https://youtu.be/5P6anGU0qJA?si=GYJHDKjCqgFZ-MpA

https://youtu.be/Mi8Cu7Wyky8