⚡ЭлектроЭнергетика⚡ новости, лайфхаки. просто и понятно

НУ и НУ...

Когда нет света, а энергетики бездействуют, граждане берут инициативу в свои руки и наказывают энергетиков.

Так поступила решительная жительница Екатеринбурга, когда в ее частном доме погас свет.

Аварийная бригада заподозрила повреждение подземного кабеля, но отказалась проводить ремонт из-за неясности границ ответственности – энергетики не могли определить владельца сети. Не дожидаясь решения вопроса, уже на следующий день женщина подала заявление ГП, а затем направила официальное уведомление об отсутствии элктроэнергии.

В ответ ей прислали акт разграничения балансовой принадлежности, согласно которому аварийный участок находился на балансе собственника дома.

Гражданка взяла организацию работ на себя. За свой счет провела земляные работы, заказала независимую экспертизу и выполнила ремонт кабеля.

Для временного обеспечения жилья электроэнергией пришлось приобрести генератор, горючее, укрывной материал, песок и грунт, а также арендовать инструменты.

Экспертиза установила причину аварии – отступление от правил устройства электроустановок при монтаже линии. Сама гражданка к прокладке сетей отношения не имела и акт приемки работ не визировала.

Женщина обратилась в суд и потребовала взыскать убытки с ГП и сетевой компании за перебои с электричеством, штраф за отказ от добровольного урегулирования спора и компенсацию морального вреда.

Суд первой инстанции удовлетворил требования частично. С ответчиков солидарно взыскал 248 тыс. рублей, включая прямые убытки, компенсацию морального вреда, потребительский штраф и расходы на проведение экспертизы.

Не согласившись с решением, ответчики подали апелляционные жалобы. Они настаивали на том, что их ответственность строго ограничена границами балансовой принадлежности.

Но апелляционная инстанция пришла к иному выводу: гражданин-потребитель электроэнергии для бытовых нужд взаимодействует напрямую только с гарантирующим поставщиком. Именно он несет полную ответственность за все сбои на пути от генерации до розетки, включая действия сетевых организаций и иных третьих лиц. Ответственность сетевой организации не ограничена зоной балансовой принадлежности.

В данном случае причиной убытков стали сразу два фактора: физическое повреждение кабеля и семидневное бездействие ГП, который не предпринял мер по восстановлению подачи энергии после обращения гражданки.

Доводы ответчиков о том, что авария произошла за пределами их зоны ответственности, апелляция отклонила. Суд подчеркнул, что закон обязывает сетевую организацию обеспечивать передачу энергии непосредственно до точки поставки. Если же к этим сетям присоединены бесхозяйные объекты или участки с неустановленным владельцем, обязанность по обеспечению их надежности автоматически возлагается на сетевую компанию.

Кому нужно дешевле
Максиму Быстрову из «Совета рынка» задали правильный вопрос: как развивать энергосистему и при этом снизить цену для потребителя. Ответ есть. Проблема в другом: ответ никому не нужен
Что замещать
В системе стоит генерация с КИУМ в единицы процентов. «Очень мало» часов в год. Удельный расход топлива, от которого болят глаза. Такая станция должна уходить. Не уходит. Почему — ответ в конструкции цены. На ОРЭМ две ставки: энергия отдельно, мощность отдельно. За мощность платят за факт существования. Конкурировать переменными затратами не нужно. Двухставка — социальный пакет для старого парка: продукт не покупают, а за склад платят. Пока она есть, дорогая генерация бессмертна. Переход на одноставку — и киловатт-час конкурирует с киловатт-часом. Кто дорог — уходит. Кто ушёл — не получает. Простая механика. Недоступная в текущих правилах.
Остаётся святая святых. Технологический суверенитет. Замещать дорогое — значит строить дешёвое. Быстро и дёшево. Наши генераторы строят долго и дорого — в отличие от того же Китая. По-настоящему заместить старый парк можно, только покусившись на суверенитет: открыть дверь чужой технике и чужим стройкам. Решения нет. А счёт за суверенитет уже сидит в цене киловатт-часа. Платит его потребитель.
Переток вместо подвигов
Страна живёт в 11 часовых поясах. Пик катится с востока на запад. Свободный переток закрывает вечерний максимум одного региона мощностью другого — вместо пиковой станции в каждом. Сумма локальных пиков всегда больше совмещённого. Начальная школа. Но есть вопрос: что делать с генерацией «уважаемых» компаний? Той самой, где часов — «очень мало». Она живёт локальным дефицитом. Переток дефицит отменяет. Отменённый дефицит — отменённый бизнес. Карта сетевого строительства последних лет перестаёт удивлять.
Цена пикового часа
Управление спросом и накопители выгодны тогда, когда пик дорогой. Подлинно дорогой. Сейчас пики подстрижены той самой ценой мощности, которая скрывает ЧЧИ. Сделай одноставку — и малоработающий генератор улетит в космос по своей цене. Итог: DR — пилоты на десятки мегаватт, СНЭ — отборы в одной ОЭС Юга. Технология есть. Цены нет. А работает технология под цену. Дайте пику настоящую цену — и спрос придёт сам. Со складом, холодильником и батареей.
DR никому не интересен. Он даёт выгоду какому-то потребителю. Одному. И уменьшает количество строек — как в мегаваттах, так и в километрах. Генератор теряет отборы. Сетевой — инвестбазу. Выигрывает только потребитель. А у потребителя нет лобби.
Негаватты против мегаватт
Любая инвестиция должна пройти тест альтернативы. Не построить станцию — снизить пик. Не тянуть линию — разгрузить узел. Непроизведённый киловатт-час конкурирует с произведённым. На равных. В одном отборе. Сейчас конкурируют только стройки: СИПР — меню генерации и сетей, спрос к столу не приглашён. Ошибку прогноза платит потребитель. Через КОМ и ДПМ. Пока прогнозист не платит за прогноз, стройка всегда «нужная».
Товар и налог
Цена энергии стала сборником налогов. Надбавка, ВИЭ, КОММОД, услуги. Товар в ней — меньшинство. Ответ потребителя рационален: своя генерация. Лемаевская ПГУ — 495 МВт — ушла на розницу. За ней очередь. Каждый ушедший мегаватт размазывает издержки системы на оставшихся. Цена растёт тем, кто уйти не может. Спираль. Развести товар и налог — не идеология, а санитария. Социальные платежи — в явный бюджет. Цене — чистоту. Иначе база сожмётся. Совсем.
Кто платит
За всё платит потребитель. Рано или поздно. Всегда. Разница — в цене денег. Рано — дёшево. Поздно — стройка под ключевую ставку. Ставка сейчас — 14% годовых: поздно — значит очень дорого. Отложенный киловатт — самый дорогой киловатт. Не платить за что-то нельзя. Платить выборочно — тоже. Это «фантастика на третьем этаже».

НЕ ВОЗЖЕЛАЙ НАДБАВКИ БЛИЖНЕГО СВОЕГО

Судя по всему, мы наблюдаем важную трансформацию отечественной регуляторной мысли. Раньше ОРЭМ являлся инвестиционной вотчиной крупной генерации. Капитализм там цвел буйным цветом: доходность на инвестиции в незагруженные станции была рыночной, а долгосрочные условия возврата инвестиций государством не нарушались. На весь этот инвестиционный банкет потребители смотрели с беспомощным раздражением, а регулируемые организации - с аппетитом и завистью. Пока регуляторы в сетях скрещивали британский RAB с отечественным принципом «инфляция минус», собственники генкомпаний заставляли своих менеджеров выдумывать новые реинкарнации ДПМ, надежно обеспечивающих высокий уровень дивидендов и бонусов. Делали они это, надо сказать, крайне эффективно. Оно и понятно – для себя же старались. Все это как-то скрипело и булькало ровно до той поры, пока отрасль не столкнулась с реальностью кризисного времени. Тут же выяснилось, что играть в ДПМ могут не только генераторы. Сети тоже умеют трансформировать свой корпоративный вес в комфортные регуляторные практики. И вот в 2026 году на священную инвестиционную поляну генераторов уверенной большевистской поступью ворвались сети. Ворвались смело, сходу предъявив к финансированию за счет нового механизма прроектов на 0,9 трлн.руб.
Кстати, механизм этот для Россетей, помимо, собственно, получения денег на стройку, обладает еще одним приятным для компании преимуществом. Поскольку инвестирование будет осуществлено через рынок мощности, ДЗО ПАО «Россети» не разделят бремя финансирования инвестиционных строек, так как обязательства перед ФСК у региональных сетей не вырастут. В общем, с точки зрения сетей, идея интересная – инвестиции приходят, строители строят. Регуляторам тоже нравится – тариф не растет, от начальства по шапке не прилетает. Потребители традиционно недовольны. Но, с учетом последних инициатив потребительского сообщества и, судя по «эффективности» их лобби, их профессиональное ворчание особенно ничего не изменит. В итоге прямые потребители ЕНЭС вместо надбавки к тарифу ФСК получат новый инвестиционный платеж в пользу сетей через ОРЭМ.
Но есть во всей этой регуляторной кадрили то, что вызывает у нас тревогу, переходящую в депрессию. Дело в том, что компания ФСК-Россети регулируется непосредственно ФАС России. И не просто абы как регулируется, а с применением метода RAB. Так, казалось бы, почему же нельзя просто профинансировать объекты за счет тарифа? Ответ очевиден – ФАС настолько заигралась в сдерживание тарифной динамики, что от RAB при регулировании ФСК ничего не осталось. Огромное сглаживание и заниженная база капитала лишает возможности инвестировать в то, что страна прикажет. В результате для нормального финансирования нужных объектов тариф ЕНЭС должен вырасти дополнительно на 45-50%.  А такой рост уже Минэкономразвития воспринимает как угрозу макроэкономической стабильности и карьерной устойчивости ответственных работников ведомства. В результате рождается «компромиссное» решение – оплатить сетевые стройки через спецнадбавку на ОРЭМ. И другого пути у нашей системы регулирования, судя по всему, просто нет. Это, на наш взгляд, самое печальное. Получается, что ключевые экономические регуляторы не в состоянии по уже написанным правилам отрегулировать одну сетевую компанию. Один – долгие годы обрезает RAB выручку под заниженный ИПЦ, а другой на основании этого строит макропрогнозы. А когда дело доходит до дела, мы видим не солидных экономистов, принимающих ответственные решения, а нашкодивших пацанов, пытающихся замести мусор под ковер, чтобы мамка не наругала.  Это пример дисфункции госрегулирования на отдельно взятом примере. Понятно, что, как и все надбавки, новая через короткое время начнет жить своей жизнью, не связанной с задачами оптимизации работы энергорынка.
Нету у нашей системы регулирования временных надбавок, как, судя по всему, нету ответственной ценовой политики на энергорынке

«Бери или плати» пока не прошло.

Проект постановления о введении в электросетях принципа take-or-pay отправили на доработку.

Изначально предлагалось, что с 2027 года крупные потребители мощностью от 670 кВт платили за услуги по передаче не только исходя из фактического потребления, но и за зарезервированную максимальную мощность.

Причём механизм хотели распространить не только на новых, но и на действующих потребителей. Платёж мог составить 70% от максимальной мощности — независимо от того, используется она или нет.

Рабочая группа с таким подходом не согласилась и предложила:

— применять принцип только к новым технологическим присоединениям после 1 января 2027 года;

— не считать увеличением мощности или изменением схемы подключения основанием для перевода действующего потребителя на новые расчёты;

— исключить предприятия тепло-, водоснабжения и водоотведения, которым резервное питание необходимо для обеспечения надёжности.

На мой взгляд, решение логичное.

Менять правила задним числом для уже подключённых предприятий — неправильно. Бизнес принимал инвестиционные решения и строил объекты исходя из других условий.

Поэтому сам принцип «бери или плати», скорее всего, ещё вернётся. Но применять его нужно к новым подключениям — понятно, постепенно и без ретроспективного увеличения расходов для действующих потребителей.

Наблюдаем.

Ещё 331,7 млрд руб. в тарифах — перекрёстное субсидирование населения за счёт промышленности.
Промышленность отвечает счётчиком и калькулятором. Плата за технологическое присоединение дошла до 10–11 тыс. руб. за киловатт по льготе и примерно 1,8 млн руб. за те же 15 кВт коммерчески со строительством линии; промышленный объект на пару мегаватт — это десятки и сотни миллионов плюс полтора-два года ожидания. Собственная газопоршневая установка выдаёт киловатт-час за 2,5–4 рубля при сетевой цене 8–10 рублей для среднего бизнеса, когенерация — за 4,4 рубля против 10,1 у генкомпаний, окупаемость — полтора-два года. Рациональный потребитель уходит из системы, запуская спираль, хорошо известную по другим отраслям: уходят платёжеспособные — постоянные издержки делятся на оставшихся — тариф растёт — уходят следующие. Остаются те, кто уйти не может: население и бюджетная сфера.
Бесплатные гигаватты
При этом у системы есть резервы, не требующие ни строек, ни двадцатилетних платежей.
Первый — запертая генерация. Построенная и оплачиваемая мощность не выдаётся в сеть из-за ограничений сечений на Дальнем Востоке и в Сибири; потребитель платит трижды — за простаивающие станции, за вынужденную выработку дорогой локальной генерации, которую диспетчер грузит по сетевым ограничениям, а не по экономичности, и за потери на перетоках. Одна линия 500 кВ Приморская ГРЭС — Варяг способна конкурентно заместить неэффективные станции юга Приморья; двухполюсная передача в Сибири на 1,5 ГВт высвобождает дешёвую гидроэнергию Ангарского каскада в дефицитный юго-восток, где дефицит с учётом аварийности оценивается в 2,5 ГВт. Сетевой проект, отменяющий гигаватт генерации, экономит 100–150 млрд руб. капзатрат и двадцать лет платежей по мощности. Но инвестпрограммы ранжируются по километрам и лоббистской силе, а не по высвобожденным мегаваттам на рубль.
Второй резерв — реактивная мощность, достигшая одного киловара на киловатт против 0,3 в 1970-е. Сеть пропускает реактивку наравне с полезной нагрузкой: при cos φ 0,6 ток выше в 1,66 раза. Компенсация с 0,7 до 0,95 снижает тепловые потери на 39–51% и высвобождает до 30% пропускной способности — трансформатор мощностью 1000 кВА после компенсации отдаёт на 150 кВт больше активной мощности без замены оборудования. Окупаемость — год-два. Нормативы приказа № 380 существуют, экономических стимулов их соблюдать нет. Прежде чем строить линию, сетевая компания должна доказать, что проблему нельзя решить компенсацией, — такого требования сегодня нет.
Третий резерв — управление спросом. Запущенный в 2024 году механизм вышел к концу 2025-го на 470 МВт и миллиард рублей эффекта при цене услуги 514,6 тыс. руб. за мегаватт. Это 0,3% пиковой нагрузки — работоспособно, но косметически; почти половина ресурса — майнинговые дата-центры. При целевых 2–3 ГВт и интеграции в рынок мощности управляемый спрос начнёт конкурировать со строительством: гигаватт demand response — это не построенный гигаватт пиковой генерации и сэкономленные 100 млрд руб.
Розница: надбавка вместо рынка
Розничный сегмент остаётся самым архаичным. Сбытовые надбавки за одну и ту же функцию — от 75,9 руб. за мегаватт-час у Мосэнергосбыта до 1 469,3 руб. у ряда региональных сбытов: девятнадцатикратная разница без разницы в услуге. Задолженность потребителей на 1 октября 2024 года — 344,9 млрд руб., плюс 7% за год; 41% долга — ЖКХ и бюджетная сфера, то есть неотключаемые потребители, против которых связка «ограничение, суд, пени» не работает. На Северном Кавказе оборачиваемость долга ЖКХ — почти четыре года. Собираемость при этом поляризована: у «Интер РАО» около 100%, у «Россетей» на рознице 90,7%, у населения в отдельные месяцы ниже 88%. Долги капитализируются и перекладываются на платёжеспособных — через надбавки и внебалансовые платежи. Рецепт известен: субсидии ЖКХ — в бюджет, а не в цену; поставщик последней надежды — с потолком цены, а не в статусе естественного монополиста; интервальный учёт, закреплённый постановлением № 2075 от декабря 2025 года, — как основа почасовых тарифов и розничного управления спросом.