Стагнация агрегации
4 августа 2026 г.На фоне прогнозного дефицита электроэнергии в отдельных макрорегионах страны участники рынка возлагали определённые надежды на внедрение механизма агрегации спроса: на крупнейших рынках США и Канады он позволяет срезать 2–6% пикового спроса. Однако в России после перехода от пилота к целевой модели возник ряд препятствий технического и идеологического характера. Энергетики и потребители солидарны в необходимости скорейших изменений в механизме, так как объёмы агрегации снижаются на фоне запрета майнинга и сокращения ряда промпроизводств.
После перехода от пилотного эксперимента к целевой модели управления спросом на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) игроки этого сектора столкнулись с рядом трудностей, уже повлёкших сокращение объёма агрегации. Если на этапе пилота в первой ценовой зоне (1 ЦЗ) на пике в механизм были вовлечены потребители суммарной мощностью 1 040 МВт, то в первом квартале 2026 года показатель составил уже 199 МВт, а расторгованный на третий квартал объём – 150 МВт. Рынок, для формирования которого требуется кратное увеличение вовлечённой мощности, стагнирует, фактически оставаясь на уровне маленького технологического эксперимента, говорит заместитель директора «Мосэнергосбыта» Юлия Опря. Сейчас сам «Мосэнергосбыт» осуществляет агрегацию в объёме 15–20 МВт.
Сокращение объёмов обусловлено уходом с рынка части майнинговых компаний после запрета этого вида экономической деятельности в ряде регионов, особенно значительны потери во второй ценовой зоне на фоне перипетий вокруг ключевого игрока – «Битривера», оказавшегося на грани судебного банкротства. Кроме того, отдельные промышленные предприятия, в частности среди автомобилестроителей, останавливают либо сокращают производство и также не могут более участвовать в агрегации. Часть потенциальных участников отпугивают штрафы за невыключение, которые появились в системе после перехода от пилота к целевой модели.
В «Совете рынка» признают, что изменение структуры потребления оказывает дополнительное влияние на сегмент.
«В частности, объективным фактом, который необходимо учитывать, становится запрет майнинга в отдельных регионах. Это приводит к выбытию части участников механизма. Для сохранения объёмов бизнеса агрегаторам потребуется переориентация на потребителей из других отраслей», – говорят в регуляторе.
«Снижение объёма агрегации после пиковых показателей, фиксировавшихся на этапе пилота, фиксирует промежуточный итог: этот рынок рискует остаться стагнирующим технологическим экспериментом. Совокупность новых требований и нерешённых процедурных вопросов существенно снижает его потенциал», – говорят в ассоциации «Сообщество потребителей энергии» (АСПЭ).
Целевая модель управления спросом находится на начальном этапе развития, делать окончательные выводы о динамике рынка пока преждевременно, говорят в «Системном операторе» (СО). При этом проводимые конкурентные отборы показывают наличие заинтересованности у агрегаторов и потребителей в участии в механизме: максимальное количество агрегаторов, участвующих в отборах и оказывающих услуги, увеличилось с шести в третьем квартале 2025 года до десяти в июле – сентябре 2026 года. Количество агрегированных объектов, в отношении которых поданы заявки на участие в конкурентных отборах в 1 ЦЗ, за тот же период выросло с 32 до 36, отметили в техрегуляторе.
«Что касается колебаний объёмов, то здесь важно учитывать сезонный фактор: ряд месяцев первого и третьего кварталов традиционно характеризуются снижением деловой активности, что влияет на готовность потребителей участвовать в управлении спросом. Базовый принцип действия механизма – участие агрегаторов не должно нарушать производственные процессы и показатели, поэтому естественные колебания предложения заложены в саму модель», – подчеркнули в «Системном операторе».
При переходе от пилота к целевой модели, интегрированной в ОРЭМ, внедрение требований в части обеспечения исполнителями взятых на себя обязательств позволило обеспечить качество оказания услуг по управлению спросом на более высоком уровне. В результате сейчас в отборах действительно участвуют только те агрегаторы (потребители), которые заинтересованы в этом формате работы, добавили в СО.
О том, что сегодня управление спросом действительно сталкивается с рядом объективных сложностей, говорят в и «Транснефтьэнерго». Некоторые клиенты, в частности майнинг, снижают своё участие из-за сокращения рентабельности бизнеса на фоне макроэкономических факторов, другие клиенты перестают использовать этот инструмент из-за технологических вопросов или по требованиям безопасности.
«В этой ситуации важно создавать условия для дальнейшего совершенствования механизма. Одним из таких направлений может стать внедрение более гибких инструментов, в том числе возможности «оркестрации» клиентами, при которой агрегатор сможет оперативно распределять необходимый объём снижения нагрузки между участниками с учётом их текущих производственных возможностей. Такой подход повысит надёжность исполнения обязательств и одновременно сделает участие в управлении спросом более удобным и доступным для предприятий», – полагают в «Транснефтьэнерго».
Ещё одна причина пробуксовки управления спросом носит чисто технический характер. Речь идёт о несинхронизированности порядка (сроков) передачи результатов измерений ФСК и агрегаторами. Регламентами ОРЭМ предусматривается, что ФСК передаёт результаты измерений (XML-макет 80020) до 12:00 (по московскому времени) на следующий рабочий день после операционных суток, когда произошло плановое отключение потребителей (событие агрегации). Но при возникновении технических проблем допускается задержка передачи данных на срок до трёх рабочих дней. В то же время агрегаторы обязаны передавать результаты измерений (XML-макет 20020) до 12:00 второго рабочего дня, следующего за операционными сутками, перенос этого срока правилами не предусмотрен.
«Несогласованность этих требований уже привела к негативным последствиям. Так, при исполнении команды на снижение потребления один из агрегаторов, работающий на объектах, присоединённых к сетям ФСК, понёс убытки в виде упущенной выгоды в размере около 1 млн рублей вследствие несинхронности сроков представления данных. Из-за несинхронизированных сроков событие агрегации не было подтверждено системой и, несмотря на фактическое снижение потребления, участнику рынка не была начислена предусмотренная плата», – поясняют в «Мосэнергосбыте».
Порядок и сроки передачи данных результатов измерений регулируется регламентами оптового рынка и находятся в зоне ответственности АТС, сообщили в СО. В «Мосэнергосбыте» говорят, что «Совет рынка» и его дочернее подразделение «Администратор торговой системы» (АТС, коммерческий оператор ОРЭМ) поддерживает необходимость синхронизации соответствующих регламентных требований. Аналогичную позицию АТС занимает и по вопросу освобождения агрегаторов управления спросом от оплаты аттестации (испытаний системы учёта) объектов. В настоящее время ФСК взимает за проведение такой процедуры более 220 тыс. рублей за каждый объект.
Отдельная проблема – предстоящее обязательное оснащение объектов агрегации интеллектуальными системами учёта (ИСУ) с 1 января 2027 года. Организационно-технически сетевые компании не готовы к такому оприбориванию объектов агрегации, то есть систем, которые соответствуют новым требованиям, среди действующих агрегаторов на сегодня практически нет. Это может привести к тому, что и без того маленький рынок сузится ещё больше с первого квартала 2027 года, предупреждают эксперты.
В настоящее время изменения в законодательство в части сроков обязательного оснащения объектов агрегации ИСУ находится в процессе активного обсуждения в рыночном сообществе, заявили в СО. В «Совете рынка» также согласны с наличием проблемы и намерены отсрочить вступление в силу новых правил.
«Требование по обязательному оснащению всех объектов регулирования ИСУ с 1 января 2027 года является одним из факторов, которые могут оказать влияние на сокращение объёмов рынка оказания услуг по управлению спросом. Учитывая это, а также то, что темп внедрения ИСУ в отрасли в целом отстаёт от запланированного при запуске рынка услуг по управлению спросом, «Совет рынка» совместно с заинтересованными участниками рынка инициировал изменения в нормативные правовые акты, которые направлены на перенос сроков обязательного использования ИСУ в целях оказания услуг по управлению спросом на более поздний срок», – сообщили «Перетоку» в регуляторе.
Все перечисленные обстоятельства существенно сдерживают развитие рынка управления спросом. Между тем агрегаторы способны стать экономически эффективной альтернативой строительству новых генерирующих мощностей, обеспечивая покрытие дефицита резервируемой мощности за счёт использования «виртуальных» мощностей и тем самым повышая гибкость и эффективность функционирования энергосистемы, резюмирует Юлия Опря.
Впрочем, в «Совете рынка» сохраняют оптимизм в вопросе развития агрегации как инструмента срезания пиков потребления и альтернативы строительства мало загруженной генерации.
«Стоимость услуг по управлению спросом ограничивается их экономическим эффектом для потребителей. В настоящее время указанный эффект определяется только с учётом влияния на рынок электрической энергии. Начиная с 2027 года при определении экономического эффекта будет также учитываться эффект в рынке мощности, что приведёт к увеличению максимально возможной цены услуг по управлению спросом. Расширение экономической базы механизма может способствовать увеличению объёма рынка за счёт привлечения к оказанию услуг потребителей, для которых ранее участие в нём было экономически неэффективным», – полагают в «Совете рынка».
Регулирование управления спросом пора развернуть от микромира процедур к макрозадаче энергосистемы – создавать условия для расширения использования механизма как альтернативы дорогостоящему строительству новых мощностей, говорят в АСПЭ. Это один из немногих инструментов, позволяющих быстро и с минимальными затратами сглаживать локальные дефициты мощности. На рынках PJM и IESO его вклад достигает 2–6% пикового спроса, снижая потребность в строительстве резервных мощностей и сетевых инвестициях, отмечают промышленники. Сама услуга разгрузки кратно дешевле новых мощностей, не требует долгосрочной оплаты «за готовность» и оплачивается «здесь и сейчас». Но регулирование пока движется в противоположную сторону, полагают в АСПЭ.
«Базовая инфраструктура создана, но рынок упирается в дефицит агрегаторов и цифровых решений, способных масштабировать участие. Необходимо синхронизировать порядок и сроки передачи результатов измерений, предусмотреть переходный период до фактической готовности сетевых компаний к оснащению объектов ИСУ, сбалансировать параметры вознаграждения и штрафов, расширить действие механизма на розничных рынках и интегрировать его с накопителями энергии. В ситуации роста локальных дефицитов управление спросом может стать ключевым инструментом создания «быстрой мощности», сдерживая рост затрат экономики и конечной цены электроэнергии. Иначе рост нагрузок придётся обеспечивать более дорогостоящей, продолжительной стройкой генерации и сетей», – резюмируют потребители.