Репост из: Энергетическая гостиная
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.
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.