Ъ: «Участники рынка накопителей ждут инвестиций в сектор в объёме 0,7–1,4 трлн к 2035 году»

Объём инвестиций в строительство систем накопления энергии (СНЭ) общей мощностью 3,7 ГВт (ёмкость рынка – 14,4 ГВт•ч) к 2030 году составит 431 млрд рублей, следует из аналитического обзора компании «Норд Энерджи», которая работает на рынке накопителей и газопоршневой генерации. К 2035 году показатель может достичь 706 млрд рублей при средней стоимости 1 МВт•ч в 30 млн рублей «под ключ», в более оптимистичном прогнозе – 1,4 трлн рублей. Мощность накопителей к этому моменту достигнет 8,7 ГВт (33,6 ГВт•ч) в базовом сценарии или 16,2 ГВт (69 ГВт•ч) в оптимистичном. В будущем СНЭ станут стандартным элементом энергоснабжения для крупных промышленных потребителей логистических и торговых центров, ЦОДов, сетевых, генерирующих и нефтяных компаний, считают аналитики компании.

Пока крупнейший проект на рынке – строительство СНЭ мощностью 100 МВт в Крыму и 250 МВт в Краснодарском крае, который реализуют «Россети». Тендерная цена обоих проектов суммарной мощностью 350 МВт составила 59 млрд рублей, технологическим партнёром «Россетей» (поставщиком накопителей) стали структуры «Росатома». Ввод мощностей планируется на июль 2026 года.

По данным СПАРК, АО «Норд Энерджи» зарегистрировано 11 февраля 2026 года, учредители не раскрываются. Руководитель компании Тимур Котляр ранее был заместителем гендиректора «РТ-Инвест» (структура «Ростеха»), которая в том числе занимается строительством электростанций, работающих на бытовых отходах (МТЭС).

Как следует из обзора «Норд Энерджи», СНЭ могут применяться для отсрочки или отказа от строительства новых линий электропередачи и подстанций. Согласно Схеме и программе развития электроэнергетических систем (СиПР до 2031 года), на проекты по ликвидации локальных дефицитов мощности и по технологическому присоединению новых крупных потребителей потребуется около 301,5 млрд рублей инвестиций. Технический потенциал в пересчёте на мощность СНЭ составит 2,2 ГВт, в базовом сценарии к 2030 году можно заместить накопителями 15% – 334,5 МВт (2 ГВт•ч).

Промышленные и коммерческие потребители могут использовать СНЭ для снижения платы за мощность и повышения надёжности энергоснабжения. Техническая возможность для этого составляет около 2,1 ГВт при двух часах использования с учётом экономической целесообразности для промышленности. Накопители также могут участвовать в рынке системных услуг и замещать пиковую генерацию. Вместе с этими направлениями суммарный объём СНЭ со стороны промышленности может достичь около 7,8 ГВт•ч. В изолированных и удалённых энергосистемах Дальнего Востока и Арктики, где используется дизельная генерация, могут быть интегрированы накопители общей мощностью 175 МВт (700 МВт•ч) при длительности работы в четыре часа.

По прогнозу «Системного оператора», в будущем электропотребление новых ЦОДов в России может составить около 4 ГВт, накопители энергии могут быть применены для сглаживания пиковых нагрузок, а также обеспечения надёжности энергоснабжения. Если все новые дата-центры, работающие в сфере искусственного интеллекта, будут оснащены накопителями, технический потенциал этого сегмента составит 800 МВт (1,6 ГВт•ч).

Кроме того, зарядные станции для электробусов в Москве потенциально эффективно оснащать накопителями для снижения нагрузки на сеть в часы пик, а также из-за дефицита мощностей на новые технологические присоединения в столице. Парк электробусов к 2030 году может составить 3 тыс. единиц, для них потребуется около 200–250 зарядных станций. Если хотя бы половина из них будет оснащена накопителями, то мощность сегмента составит 125 МВт (312,5 МВт•ч).

Согласно Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2042 года, в России планируется построить пять гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) общей мощностью в турбинном режиме 3,5 ГВт. Один из обсуждаемых сегодня вопросов – возможность рассматривать системы накопления энергии как альтернативу ГАЭС. По мнению аналитиков «Норд Энерджи», они могут функционально заменять друг друга в ключевых режимах, капитальные затраты на них примерно одинаковы, а в будущем стоимость строительства накопителей должна снизиться. При этом ввести накопители можно быстрее, чем ГАЭС.

Установка СНЭ уже практикуется бизнесом не только для обеспечения надёжности в период ограничений энергоснабжения, но и для оптимизации стоимости электроэнергии, говорит директор Ассоциации развития возобновляемой энергетики Алексей Жихарев. Снижая потребление в часы пик, можно сэкономить 20–25%, указывает он. По словам г-на Жихарева, СНЭ также могут конкурировать с генерацией в энергосистеме. Если на какой-то территории дефицит мощности прогнозируется лишь в течение нескольких часов в сутки, накопители решают эту проблему эффективнее, выигрывая от 10% до 50% в стоимости мощности, поясняет эксперт.

Игорь Чаусов из центра «Энерджинет» оценивает текущие инвестиции в стационарные СНЭ в России в 25–30 млрд рублей в год, но если все необходимые факторы для полноценного старта этого рынка будут обеспечены, то к 2035 году можно ожидать роста до 130–150 млрд рублей в год. СНЭ, по словам аналитика, важный технологический компонент интеллектуальных распределённых энергетических систем, позволяющих сделать электроснабжение для потребителя дешевле, надёжнее, качественнее и доступнее. Вместе с цифровым управлением потреблением накопители позволяют на 10–15% сократить расходы на электроэнергию и мощность, а также на величину до 50% снизить необходимую мощность технологического присоединения, уточняет он.

Сергей Роженко из Kept считает, что накопители как технология в России, скорее всего, останутся нишевым, при этом довольно дорогим решением. Наиболее перспективными сферами их применения, по его словам, будут транспорт, беспилотные летательные аппараты и отдельные задачи, связанные с бесперебойным питанием. В энергетике многие задачи можно решить традиционными и менее затратными способами. Одной из возможных областей применения может стать использование накопителей в качестве источников бесперебойного питания для крупных ЦОДов, полагает г-н Роженко, но объём этого рынка будет во многом зависеть от темпов развития отрасли в России и технологических решений, которые выберут девелоперы.