Почему модель «захвата сетевой составляющей» не работает и какие альтернативы реально жизнеспособны в 2026 году
В последние годы системы накопления энергии (СНЭ) стали одной из самых обсуждаемых тем в мировой энергетике. Аккумуляторные батареи обещают революцию: сглаживание пиковых нагрузок, интеграцию возобновляемых источников энергии, повышение надежности электроснабжения. Но когда дело доходит до реальных бизнес-моделей в российских условиях, красивая теория разбивается о жесткие рамки законодательства и экономическую реальность.
В этой статье мы детально разберем, почему популярная идея монетизации СНЭ через «захват» части сетевой составляющей тарифа практически нереализуема в России, и что действительно может работать для компаний, готовых инвестировать в накопители энергии.
Анатомия красивой идеи: что не так с моделью «захвата тарифа»
Логика кажется безупречной: установите аккумуляторные батареи у потребителей, снизьте пиковые нагрузки на электросети, и сетевая компания, которая больше не тратится на модернизацию перегруженных подстанций, с радостью «поделится» частью своей сетевой составляющей тарифа. Эта часть станет источником дохода для покрытия инвестиций в батареи.
Однако эта модель сталкивается с тремя непреодолимыми барьерами, каждый из которых способен в одиночку «убить» весь бизнес.
Барьер первый: законодательный запрет на совмещение видов деятельности
Статья 6 Федерального закона №35-ФЗ «Об электроэнергетике» категорически запрещает юридическим лицам в границах одной ценовой зоны оптового рынка совмещать деятельность по передаче электрической энергии с деятельностью по ее купле-продаже. Это базовое правило российской энергетики, призванное разделить естественно-монопольный сегмент (передача) и конкурентный (продажа электроэнергии).[1]
Если компания владеет накопителями, которые технически осуществляют передачу энергии потребителю, и одновременно продает этим же потребителям электроэнергию, закупая ее на оптовом рынке, — это прямое нарушение. Последствия жесткие: принудительная реорганизация через суд, принудительная продажа имущества, расторжение всех договоров.[1]
Постановление Правительства РФ №861 уточняет: собственники объектов электросетевого хозяйства не вправе требовать оплату за переток через их объекты, если они не являются сетевой организацией с утвержденным тарифом. Иными словами, вы не можете просто «отщипнуть» кусок сетевого тарифа без официального статуса сетевой компании.[1]
Барьер второй: сетевая составляющая — это регулируемый доход монополиста
Взглянем на структуру тарифа на электроэнергию для населения:
Структура тарифа на электроэнергию: львиная доля приходится на передачу
Как видно из графика, сетевая составляющая занимает львиную долю — около 70% тарифа. Именно этот «пирог» выглядит столь аппетитно для потенциальных инвесторов в накопители. Проблема в том, что это регулируемый доход территориальной сетевой организации, утверждаемый ФАС России или региональными органами тарифного регулирования.
Этот доход покрывает конкретные статьи расходов: эксплуатацию и ремонт сетей, нормативные потери электроэнергии, инвестиционные программы, прибыль сетевой компании по RAB-модели (доходность на инвестированный капитал). Даже если накопители реально снижают пиковые нагрузки, сетевая организация не может просто «передать» свою сетевую составляющую третьему лицу.[2]
Почему? Во-первых, тарифы утверждены регулятором — их изменение требует многомесячной процедуры с обоснованием, публичными слушаниями и утверждением новых тарифов. Во-вторых, даже при снижении пиков линии, подстанции и трансформаторы требуют обслуживания — постоянные затраты никуда не исчезают. В-третьих, в российском законодательстве просто не существует механизма «передачи» регулируемого дохода монополиста частной компании.
Барьер третий: парадокс RAB-регулирования
Здесь кроется самое интересное противоречие. Сетевые компании в России работают по модели RAB (Regulatory Asset Base) — регулированию на основе доходности инвестированного капитала. Это означает, что их доход напрямую привязан к объему капитальных вложений: чем больше строят, тем больше зарабатывают.[2][3]
Представьте ситуацию: подстанция на 110 кВ перегружена на 120%. У Россетей два варианта:
· Вариант А: Построить новую ПС за 500 млн рублей, включить ее в RAB-базу и получать ежегодный доход 50-70 млн рублей (10-14% от капитала) на протяжении десятилетий.
· Вариант Б: Договориться с частной компанией установить накопители за 100 млн рублей, снизить пик на 20%, но при этом не получить ничего в RAB-базу.
С точки зрения текущей модели регулирования вариант А экономически выгоднее для сетевой компании. Это не злой умысел — это логика системы. Снижение пиков уменьшает потребность в инвестициях, а значит, снижает будущие регулируемые доходы.[3]
Цифры, которые не сходятся: экономический анализ
Даже если бы законодательные барьеры чудесным образом исчезли, экономика модели остается убийственной. Рассмотрим реальный пример.
Исходные данные:
· 100 частных домов площадью 200 м², потребление 600 кВт·ч/месяц каждый
· Общее годовое потребление: 720 000 кВт·ч
· Цена закупки на ОРЭМ: 2,5 руб./кВт·ч
· Сбытовая надбавка: 0,45 руб./кВт·ч
· «Захват» 50% сетевой составляющей: 2,1 руб./кВт·ч
· Цена для потребителя: 5,05 руб./кВт·ч (против обычных 6,5 руб./кВт·ч)
Финансовый результат:
При капитальных затратах 184,8 млн рублей (100 домов × 1,848 млн руб. за систему 5 кВт·ч по текущим рыночным ценам) и отрицательной EBITDA модель никогда не окупится. Валовая маржа в 1,8 млн рублей даже не покрывает годовую амортизацию батарей — 18,5 млн рублей.
Парадокс: если та же компания работала бы обычным энергосбытом без установки батарей, с маржой 0,45 руб./кВт·ч она получала бы скромные, но стабильные 3-5 млн рублей годовой прибыли при нулевых капитальных затратах.
Что действительно работает: три жизнеспособные альтернативы
Означает ли это, что накопители энергии в России обречены? Нет. Но монетизация требует принципиально других бизнес-моделей, адаптированных к реалиям российского регулирования.
Три пути монетизации: сравнение бизнес-моделей для СНЭ
Модель 1: Прямой договор с Россетями на услуги по снижению пиков
Суть: Компания заключает с сетевой организацией (Россети, МРСК) прямой договор на оказание услуг по управлению нагрузкой. Батареи устанавливаются за счет компании (или в лизинг), потребители продолжают платить полный тариф гарантирующему поставщику, а Россети платят компании фиксированную плату за каждый киловатт снижения пиковой мощности.
Преимущества:
· Не нарушает статью 6 ФЗ №35 — компания не продает электроэнергию, а оказывает услуги
· Россети могут включить эти расходы в тарифную заявку как «услуги сторонних организаций»
· Потребители ничего не теряют
Барьер: Россети должны доказать регулятору (ФАС), что эти услуги экономически обоснованы — дешевле, чем строительство новой подстанции. Требуется пилотный проект с детальными расчетами.
Реализуемость: наиболее близкая к реализации модель в краткосрочной перспективе.
Прецедент: Именно по этой схеме реализуется крупнейший проект СНЭ в России — установка 350 МВт накопителей на юге страны (100 МВт в Крыму, 250 МВт в Краснодарском крае) до июля 2026 года. Россети назначены ответственным исполнителем, «Рэнера» (структура Росатома) — технологическим партнером. Стоимость проекта оценивается в 255-300 млрд рублей, окупаемость — через индексацию тарифа на передачу в течение 5 лет (2026-2031).[4][5][6]
Модель 2: Агрегатор управления спросом на ОРЭМ (рекомендуется)
Суть: Компания регистрируется как агрегатор управления изменением режима потребления — статус, официально введенный в 2024 году. Устанавливает батареи у множества потребителей (МКД, частные дома, промышленные объекты), агрегирует их в единый пул и участвует в конкурсных отборах Системного оператора ЕЭС на оказание услуг по снижению пиков и балансированию системы.
Преимущества:
· Полностью легальная модель, регламентированная Постановлением Правительства РФ №461 от 12.04.2024
· Доход гарантирован на федеральном уровне и не зависит от желания местных сетевых компаний
· Не требует согласия Россетей
Экономика: По результатам первого конкурсного отбора в 2024 году средневзвешенная цена услуг составила 338 тыс. руб./МВт·месяц в первой ценовой зоне и 603 тыс. руб./МВт·месяц во второй ценовой зоне. При агрегированной мощности 50-100 МВт годовой доход может составить 25-150 млн рублей.[7][8]
Барьеры:
· Требуется регистрация на ОРЭМ (стоимость входа 15-30 млн руб.)
· Минимальный объем для участия: 1-5 МВт снижения нагрузки
· Конкуренция с другими агрегаторами (по итогам первого отбора зарегистрировано 5 компаний)[8]
Реализуемость: наиболее реалистичная модель для масштабируемого бизнеса в 2026-2028 годах.
Мировой опыт: Модель Demand Response (управление спросом) широко применяется в США, ЕС, Австралии, Новой Зеландии, Китае. На американском рынке PJM (сопоставимом по размеру с ЕЭС России) промышленные потребители демонстрируют выполнение обязательств на 138,7% от контрактного объема снижения, что говорит о высокой экономической привлекательности для участников.[9][10][11]
Модель 3: Компенсация потерь в сетях
Суть: Компания регистрируется как производитель электроэнергии (генерирующая компания), квалифицирует накопители как объекты генерации (по аналогии с гидроаккумулирующими электростанциями) и продает электроэнергию из батарей сетевой организации для компенсации технологических потерь в сетях.
Преимущества:
· Не нарушает запрет на совмещение видов деятельности — компания является генератором, а не сбытовиком
· Сетевые организации обязаны закупать электроэнергию для компенсации потерь
· Цена может быть договорной в пределах разумного
Барьеры:
· Накопители должны быть квалифицированы как генерирующие объекты — требуется техническое заключение и регистрация в СО ЕЭС
· Сетевая организация может отказаться покупать, если есть более дешевые источники
· Сложная и длительная процедура
Реализуемость: Законная, но технически сложная модель.
Технологический контекст: батареи дешевеют, окно возможностей открывается
Главным драйвером экономической жизнеспособности любой модели с накопителями остается стоимость самих батарей. И здесь есть обнадеживающие новости.
Революция в ценообразовании: батареи дешевеют почти вдвое
Согласно прогнозу Goldman Sachs, средняя глобальная цена литий-ионных аккумуляторных блоков снизится до $82 за киловатт-час к 2026 году — почти вдвое по сравнению с $149/кВт·ч в 2023 году. Ключевые факторы снижения:[12][13]
· Технологический прогресс: технология cell-to-pack позволяет увеличить энергоемкость на 30% при снижении стоимости производства
· Падение цен на литий и кобальт после пикового роста 2020-2022 годов
· Экономия за счет масштаба при увеличении производства
· Конкуренция со стороны новых технологий (натрий-ионные и натрий-серные батареи с потенциалом $5/кВт·ч)[14]
В России разворачивается собственное производство. «Рэнера» (интегратор Росатома) строит две гигафабрики: в Калининграде (запуск декабрь 2025, серийное производство лето 2026) и в Москве (запуск 2026). Совокупная мощность составит 8 ГВт·ч в год — достаточно для обеспечения батареями 50 тысяч электромобилей ежегодно или сотен мегаватт стационарных накопителей.[5][15][16][17][18]
Локализация производства критически важна: она не только снижает зависимость от импорта в условиях санкций, но и открывает возможность для государственных программ поддержки отечественных СНЭ-проектов по аналогии с программами ДПМ ВИЭ (договоры предоставления мощности для возобновляемых источников энергии).
Однако важно понимать: снижение стоимости литий-ионных ячеек до $82/кВт·ч — это лишь часть уравнения. Батарейный пакет составляет всего 40-50% от полной стоимости бытовой системы накопления энергии (СНЭ). По данным американского рынка на 2026 год, установленная стоимость домашних накопителей составляет $1,000-1,500 за киловатт-час. Оставшиеся 50-60% стоимости приходятся на инвертер для преобразования постоянного тока в переменный (15-25%), компоненты балансировки и защиты — корпус, системы термоуправления, электропроводку и коммутацию (15-25%), а также затраты на установку, проектирование и сертификацию (10-20%). Для российского рынка с текущими ценами 385-462 тыс. руб./кВт·ч это означает, что даже при десятикратном снижении стоимости батарейных ячеек полная система подешевеет лишь на 40-50%, оставаясь на уровне 200-250 тыс. руб./кВт·ч. Именно поэтому для экономической жизнеспособности критически важна не только локализация производства батарей, но и стандартизация компонентов BOS, упрощение процедур сертификации и снижение трудозатрат на установку.[19][20][21][22]
Рыночный контекст: мировой бум и российская специфика
Глобальный рынок систем накопления энергии переживает взрывной рост. В 2024 году было введено в эксплуатацию 205 ГВт·ч накопительных систем — на 53% больше, чем годом ранее. Прогнозы консервативны: к 2030 году мировой спрос достигнет 477 ГВт·ч при среднегодовом темпе роста 10%. Пиковый период роста ожидается во втором квартале 2026 года[23][24][25]
Драйверы роста универсальны:
· Массовое внедрение возобновляемых источников энергии (солнечной и ветровой), требующих балансировки непостоянного производства
· Рост электрификации транспорта и промышленности
· Усиление экологической повестки и целей по декарбонизации
Россия движется в общем мировом тренде, но со специфическими акцентами. Установленная мощность ВИЭ в стране достигла 6,5 ГВт к 2024 году, удвоившись за пять лет. На 2026-2031 годы утверждены проекты ВИЭ мощностью 319 МВт. К 2030 году прогнозируется ввод более 6 ГВт солнечной и ветровой генерации.[26][27][28]
Однако, в отличие от Европы и США, где декарбонизация — главный драйвер, в России накопители востребованы в первую очередь для решения инфраструктурных проблем: покрытия энергодефицита в отдельных регионах (юг России, Дальний Восток), повышения надежности электроснабжения, отсрочки дорогостоящих инвестиций в сетевую инфраструктуру.[29][30][31]
Регуляторная эволюция: что меняется в 2026 году
Год 2026-й станет переломным для российской энергетики с точки зрения тарифного регулирования. С 1 октября 2026 года вступает в силу индексация тарифов на электроэнергию для населения на 10,8-10,9% в большинстве регионов. В Москве тариф вырастет с 7,87 до 8,7 руб./кВт·ч, в Московской области — до 9,1 руб./кВт·ч.[32][33][34][35]
Рост тарифов создает два важных эффекта для бизнеса накопителей:
1. Увеличивается экономическая ценность управления спросом. Чем выше тарифы в пиковые часы, тем больше потребители готовы платить за сглаживание потребления и снижение счетов.
2. Растет готовность сетевых компаний искать альтернативы капитальному строительству. При росте тарифов на передачу на 12,1% (прогноз Минэкономразвития на 2026) давление на регуляторов усиливается — ФАС внимательно следит, чтобы рост был обоснован. Использование накопителей для отсрочки инвестиций становится привлекательным инструментом «сглаживания» тарифного бремени.[36]
Параллельно обсуждается дифференциация потребления и отмена перекрестного субсидирования, когда некоторые группы потребителей получают электроэнергию по заниженным ставкам за счет других. Новая модель предполагает, что льготы будут ограничены по объему потребления, а сверхнормативное потребление — тарифицироваться по более высокой ставке. Это создает дополнительные стимулы для крупных потребителей участвовать в программах управления спросом.[36]
Стратегия для игроков рынка: поэтапный подход
Для компаний, рассматривающих инвестиции в бизнес систем накопления энергии в России, оптимальной представляется трехэтапная стратегия.
Этап 1: Краткосрочная перспектива (2026-2027) — пилоты с Россетями
Заключить прямой договор с территориальной сетевой организацией (Россети МР, МРСК Урала, Ленэнерго и др.) на оказание услуг по снижению пиковых нагрузок. Целевой объем: 5-10 МВт снижения. Рекомендуемая цена услуги должна формироваться таким образом, чтобы в разумный срок окупать вложения в СНЭ и операционные затраты, обеспечивая провайдеру рыночную маржу при сопоставлении с альтернативной стоимостью строительства сетевой инфраструктуры. Срок пилота: 12-24 месяца.
Критически важно документировать все результаты:
· Фактическое снижение пиковой нагрузки (в киловаттах и процентах)
· Снижение аварийности на перегруженных участках
· Экономический эффект для сетевой компании (отложенные инвестиции)
Эти данные станут обоснованием для включения таких расходов в регулируемую тарифную базу на федеральном уровне — то есть для масштабирования модели.
Этап 2: Среднесрочная перспектива (2027-2028) — выход на ОРЭМ
Зарегистрироваться как агрегатор управления спросом. Инвестиции: 15-30 млн руб. на регистрацию, создание диспетчерской системы, найм персонала. Целевой объем: 50-100 МВт агрегированной мощности (что эквивалентно примерно 5000-10000 домохозяйств с батареями 10 кВт·ч каждая или 50-100 крупным промышленным объектам).
Потенциальный доход: 25-150 млн руб./год при успешном прохождении конкурсных отборов. Масштабировать на другие регионы: Санкт-Петербург, Свердловская область, Краснодарский край, где либо высокие тарифы, либо дефицит мощности, либо и то и другое.
Этап 3: Долгосрочная перспектива (2028+) — лоббирование изменений регулирования
Инициировать изменения в ФЗ №35 и подзаконных актах:
· Ввести понятие «услуги по снижению пиковых нагрузок» как отдельного вида деятельности, не подпадающего под запрет на совмещение
· Разрешить сетевым организациям заключать долгосрочные контракты (10-15 лет) с поставщиками таких услуг
· Включить эти расходы в регулируемую тарифную базу на равных с капитальными инвестициями
Работать с Минэнерго, ФАС, экспертными площадками (НИУ ВШЭ, Совет рынка, Системный оператор). Подготовить концепцию регулирования с детальными расчетами экономической эффективности для энергосистемы.
Заключение: от иллюзий к реальным возможностям
Идея монетизации систем накопления энергии через «захват» сетевой составляющей тарифа красива, но нереализуема в текущих российских условиях. Законодательный запрет на совмещение видов деятельности, невозможность «передачи» регулируемого дохода монополиста и парадокс RAB-регулирования создают непреодолимые барьеры. Экономика модели не сходится даже теоретически: при капитальных затратах в десятки и сотни миллионов рублей валовая маржа не покрывает даже амортизацию батарей.
Однако это не означает, что бизнес накопителей в России обречен. Существуют три легальные и экономически обоснованные альтернативы:
1. Прямой договор с Россетями на услуги по снижению пиков
2. Агрегатор управления спросом на ОРЭМ
3. Компенсация потерь в сетях
Модель агрегатора представляется наиболее перспективной: она полностью легальна, обеспечивает предсказуемый доход на федеральном уровне, не требует согласия местных монополистов и масштабируема. Пилотный проект на юге России стоимостью 255-300 млрд рублей, запуск гигафабрик Росатома и снижение стоимости батарей почти вдвое к 2026 году создают уникальное окно возможностей.
2026 год станет поворотным для российского рынка СНЭ. Вопрос не в том, будет ли этот рынок развиваться — он будет. Вопрос в том, кто первым адаптирует бизнес-модели к реальности российского регулирования и захватит лидерские позиции в индустрии, которая через пять лет может стоить десятки миллиардов рублей.