Дефицит мощности может сформировать в России рынок промышленных накопителей «за счётчиком» до 2,1 ГВт к 2030 году
9 ноября 2026
Согласно отчёту Международного энергетического агентства (МЭА) Global Energy Review 2026, в 2025 году около 20 % новых мировых мощностей батарейных систем накопления энергии пришлось на установки, интегрированные в энергоснабжение коммерческих и бытовых потребителей «за счётчиком». В Китае мощность таких систем достигла 8 ГВт, в США — 2,7 ГВт, а в Европейском союзе — 5,7 ГВт.
В России рынок накопителей, устанавливаемых на стороне потребителя и работающих за счётчиком электроэнергии, пока находится на этапе формирования. Одним из сдерживающих факторов остаётся недостаточная определённость нормативно правового регулирования. Вместе с тем представители бизнеса и регуляторного сообщества отмечают перспективность этого направления, в том числе для промышленных предприятий, расположенных в удалённых районах с ограниченной доступностью централизованного энергоснабжения.
Эксперты «Норд Энерджи» провели оценку потенциала внедрения СНЭ на стороне потребителя в России, уделив особое внимание возможностям их применения для повышения энергетической гибкости предприятий и оптимизации затрат на электроснабжение. «Норд Энерджи» оценивает экономически и технически адресуемый потенциал внедрения батарей контейнерного типа для крупных промышленных и коммерческих потребителей в России к 2030 году в диапазоне 1–2,1 ГВт по мощности и 2–3,4 ГВт·ч по ёмкости. Базовый ориентир компании составляет около 1,5 ГВт мощности и 3 ГВт·ч ёмкости.
Оценка получена при сопоставлении двух независимых подходов — «сверху вниз», от прогноза максимума потребления Единой энергосистемы России, и «от региональной энергосистемы», на основе фактического потребления по регионам за 2025 год.
«Мы сознательно не сводили оценку к одной точке. Для рынка накопителей „за счётчиком“ сегодня важна не только потенциальная величина нагрузки, которую технически можно перенести с часа максимума, но и вероятность фактического попадания потребителя в этот час, а также структура потребления региона и экономическая целесообразность такого переноса. Поэтому мы сопоставили два подхода и получили диапазон, который, на наш взгляд, лучше отражает реальный потенциал рынка», — отметил генеральный директор компании Тимур Котляр.
При подготовке анализа компания исходила из прогноза максимума потребления ЕЭС России на 2030 год — около 186,7 ГВт. Из него была выделена оценочная доля крупных промышленных потребителей — около 66,7 ГВт. Затем был применён технический потенциал снижения пикового потребления на уровне 7,5 % и экономический фильтр с учётом региональной стоимости мощности.
Расчёт дал около 2,1 ГВт потенциальной мощности СНЭ. Этот показатель является верхней границей оценки: он отражает экономически целесообразный технический потенциал, но не учитывает в полной мере вероятность фактического попадания конкретного потребителя в час регионального максимума.
Второй подход «от региональной энергосистемы» — был построен на основе фактического потребления по регионам России за 2025 год. Для каждого региона учитывалась базовая вероятность попадания потребителя в час максимума и вводился фактор возможного смещения нагрузки с помощью накопителя.
В исходной модели такой расчёт дал около 1,7 ГВт мощности и 3,4 ГВт·ч ёмкости. При этом нижняя граница потенциала оценивается в 0,7–1 ГВт.
По оценке «Норд Энерджи», основным условием коммерческой реализации проектов СНЭ «за счётчиком» станет одновременное наличие трёх факторов: высокая стоимость мощности, профиль потребления с выраженными пиками и возможность перераспределения нагрузки на внешнюю сеть во времени.
Поэтому потенциальный рынок будет распределён по регионам неравномерно. Наиболее привлекательными для проектов могут стать территории, где стоимость мощности сочетается с высокой концентрацией крупных потребителей и выраженной вероятностью попадания нагрузки в региональный час максимума. К таким субъектам РФ, например, относятся Московская и Ленинградская области, а также Пермский край.
В России рынок накопителей, устанавливаемых на стороне потребителя и работающих за счётчиком электроэнергии, пока находится на этапе формирования. Одним из сдерживающих факторов остаётся недостаточная определённость нормативно правового регулирования. Вместе с тем представители бизнеса и регуляторного сообщества отмечают перспективность этого направления, в том числе для промышленных предприятий, расположенных в удалённых районах с ограниченной доступностью централизованного энергоснабжения.
Эксперты «Норд Энерджи» провели оценку потенциала внедрения СНЭ на стороне потребителя в России, уделив особое внимание возможностям их применения для повышения энергетической гибкости предприятий и оптимизации затрат на электроснабжение. «Норд Энерджи» оценивает экономически и технически адресуемый потенциал внедрения батарей контейнерного типа для крупных промышленных и коммерческих потребителей в России к 2030 году в диапазоне 1–2,1 ГВт по мощности и 2–3,4 ГВт·ч по ёмкости. Базовый ориентир компании составляет около 1,5 ГВт мощности и 3 ГВт·ч ёмкости.
Оценка получена при сопоставлении двух независимых подходов — «сверху вниз», от прогноза максимума потребления Единой энергосистемы России, и «от региональной энергосистемы», на основе фактического потребления по регионам за 2025 год.
«Мы сознательно не сводили оценку к одной точке. Для рынка накопителей „за счётчиком“ сегодня важна не только потенциальная величина нагрузки, которую технически можно перенести с часа максимума, но и вероятность фактического попадания потребителя в этот час, а также структура потребления региона и экономическая целесообразность такого переноса. Поэтому мы сопоставили два подхода и получили диапазон, который, на наш взгляд, лучше отражает реальный потенциал рынка», — отметил генеральный директор компании Тимур Котляр.
При подготовке анализа компания исходила из прогноза максимума потребления ЕЭС России на 2030 год — около 186,7 ГВт. Из него была выделена оценочная доля крупных промышленных потребителей — около 66,7 ГВт. Затем был применён технический потенциал снижения пикового потребления на уровне 7,5 % и экономический фильтр с учётом региональной стоимости мощности.
Расчёт дал около 2,1 ГВт потенциальной мощности СНЭ. Этот показатель является верхней границей оценки: он отражает экономически целесообразный технический потенциал, но не учитывает в полной мере вероятность фактического попадания конкретного потребителя в час регионального максимума.
Второй подход «от региональной энергосистемы» — был построен на основе фактического потребления по регионам России за 2025 год. Для каждого региона учитывалась базовая вероятность попадания потребителя в час максимума и вводился фактор возможного смещения нагрузки с помощью накопителя.
В исходной модели такой расчёт дал около 1,7 ГВт мощности и 3,4 ГВт·ч ёмкости. При этом нижняя граница потенциала оценивается в 0,7–1 ГВт.
По оценке «Норд Энерджи», основным условием коммерческой реализации проектов СНЭ «за счётчиком» станет одновременное наличие трёх факторов: высокая стоимость мощности, профиль потребления с выраженными пиками и возможность перераспределения нагрузки на внешнюю сеть во времени.
Поэтому потенциальный рынок будет распределён по регионам неравномерно. Наиболее привлекательными для проектов могут стать территории, где стоимость мощности сочетается с высокой концентрацией крупных потребителей и выраженной вероятностью попадания нагрузки в региональный час максимума. К таким субъектам РФ, например, относятся Московская и Ленинградская области, а также Пермский край.
