В октябрьской статье мы рассказали, как Россия решает дефицит мощности: устанавливает батареи в домах. Но это не просто батареи — это виртуальная электростанция, VPP.
Запад уже 10 лет создает такие системы. Вот как они это делают и что Россия взяла от их опыта."
Для начала разберёмся, что такое VPP
Виртуальная электростанция (Virtual Power Plant, VPP) — это интеллектуально управляемый комплекс децентрализованных энергоресурсов (генераторов, накопителей, управляемых нагрузок и электромобилей), который агрегируется с помощью цифровой платформы и действует для внешней энергосистемы как единый объект. VPP может управлять распределёнными объектами — солнечными и ветровыми станциями, домашними и промышленными батареями, интеллектуальными потребителями, микрогенерацией — чтобы обеспечить гибкость, баланс, резервные услуги или участие в рынках мощности.
Ключевые признаки VPP:
- Управление через программную платформу — централизованный или облачный диспетчер.
- Владелец (или оператор) VPP агрегирует большое количество разнородных ресурсов, которые соединены только цифровой связью.
- Внутри VPP любые активы могут быть физически разбросаны, но цифровая система превращает их в единый масштабируемый ресурс: они могут продавать мощность, наращивать/снижать нагрузку, балансировать сеть.
- Роль VPP — заменить или дополнить традиционные централизованные электростанции, повысить устойчивость, экономичность и экологичность энергосистемы.
Примеры услуг VPP:
- Покрытие пиковых нагрузок за счет децентрализованных ресурсов.
- Быстрая реакция на сигналы рынка или сетевого диспетчера (DR — demand response).
- Аварийный пуск, резерв, балансирующие услуги.
- Интеграция ВИЭ, снижение выбросов.
Россия имеет совсем другую проблему
Когда в Калифорнии строили виртуальные электростанции или сокращенно VPP (Virtual power plants), они решали проблему избытка нестабильной энергии, получаемой из солнца и ветра. Батареи служили буфером: днем накапливали солнечную энергию, ночью отдавали в сеть.
Россия сегодня решает другую задачу: дефицит мощности.
По данным Минэнерго, энергосистема страны столкнулась с критическим недостатком — к 2030 году дефицит превысит 14 ГВт [1]. Дальний Восток испытывает кризис дизельной генерации [2]. Москва не может подключить новых потребителей из-за перегруженных сетей.
Это совсем другая проблема, чем у Запада. И значит — совсем другое решение.
История одного решения: как Запад создавал виртуальные электростанции
Каждая из рассмотренных ниже моделей — разновидность виртуальной электростанции (VPP). Ниже показано, как каждая из них реализует основные свойства VPP — через какую архитектуру, бизнес-модель и структуру агрегирования.
Немецкий путь: Sonnen — сообщество просьюмеров
Когда в Германии установили 2 млн солнечных крыш, в энергосети произошел хаос. В солнечный полдень было слишком много энергии, ночью — полный дефицит.
Sonnen предложила простую идею: объединить владельцев батарей в сообщество, которое торгует энергией между собой.
Как это работает:
- Владелец батареи Sonnen днем накапливает солнечную энергию
- Вечером, когда энергия дорогая, продает ее соседям
- Система автоматически находит оптимальные маршруты торговли
Масштаб: 100 000 домохозяйств, 250 МВт·ч емкости, распределены по Германии, Австрии, другим странам Европы [3].
Доход участников: Компенсации за предоставленные услуги + экономия от оптимального управления потреблением.
Ключевая деталь: Это сообщество, а не компания. Участники — собственники активов.
Состав VPP: Домашние литий-ионные батареи, владельцы — частные домохозяйства, иногда ВИЭ.
Управление: Все батареи объединены цифровой платформой соннен — централизованный оператор.
VPP-черты: Участники продают/обменивают энергию, платформа управляет профилями — формируется единый сетевой ресурс. Сообщество выступает как единая электростанция на рынке резервов и балансирующих услуг.
Британский путь: GridShare — облако и ИИ
Пока немцы строили сообщество, британская компания Moixa поняла, что оборудование — это не главное. Главное — программное управление.
GridShare — облачная платформа, которая может управлять любыми накопителями, независимо от производителя. Солнечная батарея от SolarEdge? Ладно. Накопитель Tesla Powerwall? Подключим. Сетевой промышленный накопитель? Без проблем. [4,12]
Как это работает:
- ИИ анализирует прогноз погоды, тарифы, паттерны потребления вашего дома
- Алгоритм решает: когда заряжать, когда разряжать, сколько оставить в запасе
- Система предоставляет услуги балансирования сетевым операторам
- Платежи идут владельцам подключенных к платформе систем
Уникальность: Первая открытая платформа, работающая с оборудованием разных производителей.
Состав VPP: Батареи разных производителей, электромобили, ВИЭ, «умные» устройства.
Управление: Agile облачная платформа GridShare (Moixa). Управление через AI.
VPP-черты: Любой тип ресурсов, гибкая архитектура, независимость физической инфраструктуры. GridShare продает услуги сетевым компаниям и рынку, выступая агрегатором вместо каждого отдельного потребителя. Масштабируемость успешно подтверждена на тысячах объектов.
Американский путь: Sunrun — коммерческая кооперация накопителей
В Калифорнии подошли проще: Sunrun устанавливает солнечные панели и СНЭ в домах и владеет ими. Домовладелец получает дешевую электроэнергию, Sunrun получает прибыль от продажи мощности энергосистеме.
Как это работает:
- Sunrun инвестирует в солнечные панели и СНЭ ($15-25 тыс за дом)
- Домовладелец подписывает 20-летний контракт на получение дешевой энергии
- Когда сеть просит накопители работать, Sunrun получает $100-200 в год за каждый дом
- Также участвует в программах управления спросом
Масштаб: 75 000 батарей управляются одной компанией как единая система мощностью 500 МВт*.
Ключевая деталь: Это бизнес поставщика электричества, а не сообщество.
Состав VPP: СНЭ Tesla/Sunrun на домах, иногда солнечные панели.
Управление: Централизованная платформа Sunrun, компания владеет активами.
VPP-черты: Энергосистема взаимодействует с Sunrun как с единым ресурсом: тысячи домохозяйств с домашними батареями формируют крупный балансирующий инструмент для оператора Калифорнии. Sunrun непосредственно агрегирует услуги для энергорынка, обеспечивает пиковые резервы и резервное электроснабжение.
Австралийский путь: государство платит за решение проблемы
Самая интересная для России модель, так как демонстрирует эффективную схему реализации государственно-частного партнерства в сфере интеграции СНЭ на стороне потребителей.
В Южной Австралии энергосистема постоянно находилась в состоянии перегрузки. Tesla предложила решение: государство финансирует установку СНЭ в социальном жилье, накопители помогают стабилизировать сеть.
Кто платил:
- Государственное агентство ARENA: AU$8,2 млн
- Инвестиционный банк CEFC: AU$30 млн
- Tesla: AU$18 млн собственного капитала[5]
Результат:
- 7 000 домов с накопителями
- 37 МВт мощности для поддержки сети
- Жители получили дешевую электроэнергию
Что произошло потом: В 2025 году Tesla продала весь проект энергокомпании AGL за "десятки миллионов долларов"[6]. AGL планирует расширить до 1,6 ГВт децентрализованных активов к 2027 году [6].
Ключевая деталь: Государство платит за решение проблемы инфраструктуры. После отладки система становится активом компании.
Состав VPP: 7000+ домашних батарей Powerwall, +солнечные панели, социальное жилье.
Управление: Оператором выступает Tesla, затем AGL Energy (выкупившая VPP).
VPP-черты: VPP активируется централизованно по команде системного оператора, объединяя разнородные дома в единую «виртуальную станцию», предоставляющую услуги по резерву и балансировке для всей энергосистемы Южной Австралии.
Почему западные модели не работают в России: 5 фактов
1. Разные проблемы — разные решения
Запад: Слишком много энергии в одно время, слишком мало в другое (волатильность ВИЭ)
Россия: Просто не хватает мощности, когда все включают «чайники» одновременно [13]
Для Запада батарея — это буфер для нестабильной генерации. Для России — инструмент переноса нагрузки из одного времени в другое.
2. Регуляция запрещает торговлю электроэнергией
На Западе частные владельцы накопителей могут напрямую торговать энергией. В России это запрещено. Все сделки только через лицензированных субъектов [7,8].
Но для России это преимущество, а не недостаток. Потому что нужна единая система управления, а не сотни независимых торговцев.
3. Деньги считаются по-другому
В Германии средний тариф составляет 45-56 руб/кВт·ч, что в 10 раз выше российских. Разница между пиковым и базовым тарифом там достигает 30-40 руб в абсолютном выражении — этого достаточно для частного инвестора.
В Московском регионе ночной тариф — 3,43 руб/кВт·ч, пиковый — 10,16 руб/кВт·ч. Разница в 3 раза. Для частного домовладельца это дает потенциальную экономию 800-1000 рублей в месяц — недостаточно мотивирует инвестировать в бытовую СНЭ [9].
В Калифорнии разница больше, кроме того есть возможность агрегировать и продавать эту мощность энергосистеме— по этому Sunrun получает прибыль.
Решение: Платежи от энергосистемы, а не от разницы тарифов.
4. Нет правовой базы для частного участия в оптовом рынке
Западные СНЭ торгуют на энергетических биржах. В России это требует лицензии и регистрации. Частный домовладелец не может это сделать.
Но: Россия уже создает правовую базу[7,8,10]:
- Федеральный закон № 391-ФЗ (2025) закрепил статус СНЭ как объектов электроэнергетики
- Целевая модель управления спросом (2023) позволяет агрегаторам участвовать в оптовом рынке
- Пилот 350 МВт на юге России до июля 2026 года[11]
5. Масштаб требует другого решения
На Западе Виртуальная электростанция (VPP) — это добровольное объединение. На Востоке (России) нужна управляемая система с единым агрегатором.
Потому что если каждый дом будет принимать решения независимо, сеть сойдет с ума. Нужна одна «голова», которая управляет сотнями тысяч систем как единым организмом.
Как Россия адаптирует западный опыт
У российских разработчиков есть неоспоримое преимущество взять лучшее из каждой модели:
Состав VPP: СНЭ в частных и многоквартирных домах, агрегируются через единую цифровую платформу, потенциально дополняются ВИЭ, электрозарядными станциями, электромобилями и управляемыми нагрузками.
Управление: Крупный агрегатор (оператор) — Энергокомпания, действует централизованно.
VPP-черты: Все накопители и прочие управляемые активы ведутся как единый источник балансировки для Системного оператора, услуги — снижение пиковых нагрузок, экономия капзатрат, повышение надежности. Акценты на дефицит мощности, а не только интеграцию ВИЭ.
💡 ЧТО ЭТО ЗНАЧИТ ДЛЯ МЕНЯ?
Если вы обычный житель Краснодара, эта статья может показаться слишком технической. Но вот почему она важна именно для вас:
Ближайшие 2-3 года:
- Скорее всего, в вашем доме установят СНЭ (если дом попадет в пилот-проект)
- Вы ничего за это платить не будете — это сделает управляющая компания или партнеры Watts Battery
- Ваши счета за электроэнергию не вырастут быстрее, чем растут сейчас
Через 5 лет (2030):
- Накопители электроэнергии в домах появятся повсеместно
- Вам гарантированно не будет отключений электроэнергии в пиковые часы (в отличие от 2025 года, когда в некоторых регионах вводили ограничения)
- Счета за электричество могут расти медленнее благодаря снижению пиковых нагрузок на инфраструктуру
Долгосрочная перспектива:
- Наличие СНЭ в доме станет стандартом, как сегодня центральное отопление
- Если в будущем захотите установить солнечные панели на крыше, батарея будет готова их накапливать
- Ваш регион станет более устойчивым к сбоям энергосистемы
Главное: Вы не станете инвестором, но получите выгоду. Это не похоже на западные модели, где домовладелец рискует деньгами. В России государство и энергокомпании берут риск на себя.
Как VPP может работать в России
Исходные данные:
- Дом: 100 квартир, Москва
Базовое потребление (ночью): 30-40 кВт
Пиковое потребление (утро/вечер): 100 кВт
Система накопления: 400 кВт·ч (компенсирует пик 60 кВт на 4 часа + доозарядка днем)
Инвестиции: 18 млн рублей (400 кВт·ч × 45 тыс. руб/кВт·ч)*
*Примечание: стоимость СНЭ приведена целевая, для достижения такой стоимости на уровне СНЭ, (накопитель является частью СНЭ) необходимо массовое внедрение не менее 1 млн систем.
Как система работает
Ночь (23:00-07:00):
- Потребление дома: 30-40 кВт (базовая нагрузка)
- Батареи заряжаются: +50 кВт
- Общее потребление из сети: 80-90 кВт
- За 8 часов накопленно: 400 кВт·ч ✓
Утро (07:00-10:00):
- Обычный пик: люди просыпаются, 100 кВт
- Батарея выдает: 60 кВт
- Из сети берется: 40 кВт (вместо 100)
- Энергосистема видит: нагрузка упала на 60%
День (10:00-18:00):
- Батареи доозаряжаются частично
- Поддерживается ровное потребление
Вечер (18:00-23:00):
- Максимум в городе: 100 кВт в доме
- Батарея выдает: 60 кВт
- Из сети берется: 40 кВт
Результат для энергосистемы
Без батарей:
- Пиковая нагрузка дома: 100 кВт
- Базовая: 40 кВт
- Волатильность: 60 кВт
С батареями:
- Максимальная нагрузка на сеть: 80 кВт (ровная кривая)
- Волатильность снижена
На уровне района (1000 домов)
Снижение пиковых нагрузок: 1000 домов × 60 кВт = 60 МВт
Отсрочка расширения сетей: вместо инвестиций сейчас можно ждать 5-10 лет
Экономия энергосистемы: 500 млн - 1,5 млрд рублей в текущих оценках
Кто платит и сколько?
Механизм платежа (подробно будет в следующей статье):
Энергосетевая компания из тарифа на передачу электроэнергии выделяет строку «Разгрузка центров питания». Из этой строки платит агрегаторам за то, что те снижают пиковые нагрузки.
Размер платежа основан на:
- Сколько МВт пика было снято
- На сколько лет отложена капитальная работа
- Какая доля этой экономии отдается агрегатору
Ориентировочно: точный размер платежа пока не определен регуляторами. По нашим оценкам, основанным на стоимости отсрочки капитальных инвестиций, он может составлять 30-80 млн руб/МВт в год. Подробная методология будет описана в следующей статье.
Для 1000 домов (60 МВт снижения):
- Годовой доход агрегатора: 3-6 млрд рублей
- Окупаемость 18 млрд инвестиций: 4-6 лет
Со скидкой из государственных субсидий (17,5 млрд на всю отрасль):
- На проект 1000 домов: 1-2 млрд субсидии
- Окупаемость снижается до 3-5 лет
Почему это будет работать
1. Четкая государственная поддержка
Правительство выделило 17,5 млрд рублей субсидий на развитие СНЭ в 2026-2027 годах [11]. Это не просто красивые слова — это реальная поддержка.
2. Одна голова управляет сотнями тысяч объектов
Русский подход: централизованное управление, а не добровольное объединение. Когда сеть просит помощи, накопители помогают.
На Западе это воспринимается как ограничение. В России это обеспечивает надежность, которая нужна энергосистеме.
3. Проблема назрела
Дефицит мощности в России — не планы на 2035 год. Это сейчас. Дефицит мощности создает спрос, который невозможно игнорировать.
Запад создавал виртуальные электростанции для решения одной проблемы. Россия адаптирует эту технологию для решения совершенно другой.
Это не копирование. Это интеллектуальное заимствование.
Sonnen научила нас объединять активы. GridShare научила управлять ими цифровым путем. Sunrun показала, как монетизировать. Tesla и AGL показали, что государство может быть акционером этого бизнеса.
Но внутренняя логика будет чисто русской:
- Единый оператор вместо сообщества
- Платежи от энергосистемы вместо биржевой торговли
- Государственная поддержка вместо частного риска
- Решение проблемы дефицита мощности вместо волатильности ВИЭ
Это может быть быстрее, чем на Западе. Потому что мы не переделываем старые регуляции. Мы пишем новые, учитывая весь глобальный опыт.
Энергетическая революция в России начинается не с бытовых накопителей. Она начинается с осознания, что вчерашние решения не решат завтрашние проблемы.
Источники
- Дальний Восток ждет энергетический шок - PrimaMedia, 2025
- Виртуальная электростанция Sonnen в составе сетей Европы - РУС Кабель, 2023
- Moixa passes 10000 milestone with worlds largest single fleet of smart-batteries – Energy Storage News, 2019
- AGL acquires virtual power plant from Tesla in Australia - PV Magazine, 2025
- Tesla's South Australian VPP sold to utility AGL - ESS News, 2025
- СНЭ закреплено в Федеральном законе № 391-ФЗ - СИС ЕЭС, 2025
- Путин подписал закон о целевой модели управления спросом - СО УПС, 2023
- Тарифы на электроэнергию в Москве с 1 января 2025 года - РУС Кабель, 2025
- Правительство утвердило целевую модель управления спросом - ЭК СТИ, 2024
- Минэнерго ожидает ввода систем накопителей энергии - ТАСС, 2025
- Энергетика – 2024: рекордный рост выработки на фоне дефицита - РИА Рейтинг, 2025