💬 Энергетические компании рассматривают меры по поддержке Объединенной энергосистемы Юга в период пиковых нагрузок до ввода новых энергоблоков, которые должны закрыть дефицит мощности региона — Ъ

Энергетические компании рассматривают меры по поддержке Объединенной энергосистемы Юга в период пиковых нагрузок до ввода новых энергоблоков, которые должны закрыть дефицит мощности региона — Ъ

Энергетические компании рассматривают меры по поддержке Объединенной энергосистемы (ОЭС) Юга в период пиковых нагрузок до ввода новых энергоблоков, которые должны закрыть дефицит мощности региона. По оценкам, к 2030 году нехватка достигнет 2,4 ГВт. Ввод основной части новых блоков планируется на 2028–2030 годы.

Сейчас снижение потребления в пиковые часы осуществляется выбранными агрегаторами по команде Системного оператора (СО). Эти меры позволяют уменьшать оптовые цены на электроэнергию, а бизнес получает оплату за услуги. Новый механизм, предложенный «Росатомом», рассчитан на малый и средний бизнес: разгрузка может составлять до 6 часов в сутки на 2–3 недели зимой и летом, стоимость услуги привязывается к цене мощности новой генерации.

На юге планируется также задействовать розничную генерацию мощностью 105 МВт, которая за 20 дней пиковых нагрузок способна вырабатывать до 32,8 тыс. МВт•ч. Цена поставки электроэнергии от таких генераторов составит 13–15 руб. за 1 кВт•ч, что значительно ниже рыночной цены в 288 руб. за 1 кВт•ч.

Другие обсуждаемые инициативы включают:

Повышение тарифов на передачу в пиковые периоды с последующей компенсацией в межсезонье;

Изменение диапазонов дифференциации тарифов и внедрение механизма управления спросом через рынок системных услуг;

Стимулирование модернизации оптовой генерации и развитие розничной и микрогенерации, включая снятие ограничений на выдачу мощности.

В «Росэнергоатоме» отметили, что нагрузка небольших коммерческих потребителей может выступать как «виртуальная» пикова генерация для прохождения летнего и зимнего максимумов. При этом строительство новых объектов генерации никто не отменяет — оно останется ключевым элементом обеспечения потребления.

По мнению экспертов, экономически эффективным и быстрым вариантом является аварийный механизм управления спросом, хотя в ОЭС Юга его краткосрочный эффект ограничен из-за нехватки крупных потребителей, готовых к перераспределению нагрузки.

«Транснефтьэнерго» оценивает потенциальный рынок управления спросом в денежном выражении за январь–сентябрь 2025 года в первой ценовой зоне около 749 млн руб., средняя цена снижения потребления — 514,6 тыс. руб. за 1 МВт в месяц (≈25,7 руб. за 1 кВт•ч).

Дополнительно «Технопромэкспорт» предлагает установки систем охлаждения в воздухозаборных устройствах парогазовых энергоблоков ТЭС, что повысит их мощность летом и снизит цены на РСВ (рынок на сутки вперед) в пиковые часы. Возврат инвестиций предлагается через ограниченные по времени надбавки к цене мощности конкретных генераторов.

Таким образом, комбинация аварийного управления спросом, розничной генерации и модернизации ТЭС позволит снизить риски дефицита электроэнергии на Юге России до ввода новых крупных генераторов.