Analytic Energy Agency

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

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 больш

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 солнц

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 ког

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 на

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. 👇

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