Энергетическая гостиная

ОПЯТЬ ДВАДЦАТЬ ПЯТЬ Министр энергетики Сергей Цивилёв объявил в Госдуме: на Дальнем Востоке будут установлены накопители энергии на 250 МВт, исполнитель — «Россети»; далее — Московский регион и Крым. Об этом 18–19 октября 2026 года сообщали ТАСС и Интерфакс. Правительственная комиссия определила срок ввода — конец 2028 — начало 2029 года. Вопрос конкурсного отбора инвестора остаётся открытым: сам Системный оператор называет его, по данным Интерфакса от 14 октября, «вопросом нормативно-правовым». Фактически отбор не предполагается — как на юге, исполнителем будет назначена сетевая группа. Схема возврата вложений уже работает. По данным Минэнерго от 7 октября, на юге за январь–июль 2026 года введено 350 МВт накопителей, экономия за август — порядка 100 млн руб., ограничения потребителей в период ремонтов сокращены. Тендеры «Россетей» на южный проект — на 59 млрд руб; по оценке Центра энергетической политики ВШЭ, полная стоимость — около 90 млрд руб. Возврат обеспечен индексацией тарифа на передачу в 2026–2031 годах. Цена вопроса проверяема. По оценке на октябрь, стоимость китайского комплекта 20 МВт·ч / 6,3 МВт с доставкой до Ростова-на-Дону, НДС и монтажом — 228–346 млн руб: 12,2–18,5 тыс руб./кВт·ч, или 36–55 млн руб. за МВт мощности. Для Дальнего Востока ориентир ниже: Владивосток ближе к китайским и корейским верфям, чем Новороссийск. Тендеры «Россетей» — это ~169 млн руб. за МВт, оценка ВШЭ — ~257 млн руб. за МВт: разрыв с доставленной ценой — порядка 3–5 раз. Ключевая ставка Банка России — 14% годовых: на заседании 23 октября 2026 года регулятор второй раз подряд сохранил её на этом уровне; по октябрьскому опросу ЦБ, средняя за 2026 год — 14,6%. При цене назначения накопители не могут быть рентабельными при текущей ставке: годовая экономия ~1,2 млрд руб. против вложений 59–90 млрд руб. даёт окупаемость 49–75 лет, и её гарантированно возвращают через тариф. При цене рынка по той же оценке положительная приведённая стоимость всех вариантов комплектации уже при дисконтировании 16%. Нерентабельны не накопители, а схема. Схема держится на непризнанной квалификации. Накопитель, отдающий энергию в сеть, по функции — генерация, топливо которой — ночная электроэнергия: «топливная» составляющая разрядки 2,0–2,3 руб./кВт·ч (ночной опт первой ценовой зоны 1,8–2,1 руб./кВт·ч по часовым данным оптового рынка за 21 октября 2026 года, КПД 0,9) против дневного пика 2,4–3,0 руб./кВт·ч. Арбитраж цен здесь вторичен. Главное — мощность: вечерний пик — это дефицит мощности при отсутствии дефицита энергии, и накопитель даёт добавку мощности на неровном графике, пополняясь ночью, когда энергии избыточно. Термальному парку иначе приходится держать мощность пика круглый год: коэффициент использования установленной мощности генерации ЕЭС — около 50%. Каждый МВт накопителя закрывает пик без строительства МВт генерации. Пиковая генерация и накопитель по роли в системе одинаковы: и то и другое — добавка мощности на неровном графике, закрывающая вечерний максимум. Разница — в скорости ввода и капитальной стоимости: контейнерный комплект ставится месяцами, а не годами, и при доставленной цене 36–55 млн руб. за МВт конкурирует с новым строительством; при назначенной цене, в 3–5 раз выше, — нет. Вот почему по функции это электростанция: продукт — мощность в нужные часы, топливо — ночная энергия. Признание этой квалификации означало бы конкурсный отбор, как для генерирующей мощности, и запрет сетевым организациям владеть такими объектами — ст. 8 35-ФЗ не допускает совмещать передачу с производством. Поэтому накопители числятся «сетевой инфраструктурой» с возвратом через тариф.