Кладовые энергии
России нужен комплексный подход к преодолению барьеров в развитии индустрии аккумуляторных СНЭ
В то время как мировой рынок систем накопления энергии (СНЭ) демонстрирует взрывной рост, Россия только начинает раскрывать свой потенциал в этой сфере. Несмотря на отсутствие развитой нормативной базы и серьезные технологические барьеры, в стране уже реализовано более 30 проектов СНЭ общей мощностью свыше 17 МВт·ч. Однако основные вызовы остаются: слабая производственная цепочка, отсутствие рыночных механизмов для монетизации услуг накопления и высокие капитальные затраты. Статья исследует текущее состояние и перспективы развития СНЭ в России, анализируя успешные кейсы, регуляторные пробелы и возможные пути интеграции накопителей в национальную энергосистему.
Екатерина Грушевенко
Руководитель проекта департамента аналитических исследований Аналитического центра ТЭК
Сергей Никифоров
Руководитель проекта направления анализа углеродных рынков департамента консалтинга по устойчивому развитию Аналитического центра ТЭК
В 2024 году мировой рынок аккумуляторных систем накопления энергии (СНЭ, battery energy storage systems — BESS) достиг рекордных показателей. Спрос на батареи значительно вырос, а мощности в ключевых сегментах обновили свои максимумы. За прошедший год было введено в эксплуатацию 205 ГВт·ч накопительных систем, что на 53% превышает показатель 2023 года. Рынок сетевых систем накопления увеличился на 68% и достиг отметки в 160 ГВт·ч.
В мире было запущено 17 проектов мощностью более 1 ГВт·ч: 11 из них — в Китае, 5 — в США и 1 — в Саудовской Аравии. В 2023-м подобных проектов было всего четыре. Крупные проекты продолжают развиваться: на период 2025–2026 годов запланировано более 140 таких объектов, включая 30 с мощностью свыше 2 ГВт·ч.
Китай вышел на первое место, реализовав 67% всех проектов. Успехи Китая обусловлены рекордным снижением цен на аккумуляторы. Так, по итогам закупок CEEC (China Energy Engineering Corporation) в 2025 году стоимость СНЭ на 4 часа составила $51–68 за 1 кВт·ч, что в среднем на 20% дешевле, чем в 2024 году. Значительного сокращения затрат удалось достичь за счет эффекта масштаба и регуляторной политики.
США и Канада заняли второе место с общим объемом в 40 ГВт·ч, из которых примерно половина приходится на Калифорнию. Даже на небольших рынках наблюдался значительный рост: ввод мощностей в ЕС, ЕАСТ, Великобритании, Латинской Америке и Азиатско-Тихоокеанском регионе (за исключением Китая) удвоился.
По типам технологий доминируют литийионные системы (литий-железо-фосфатные — LFP и никель-марганец-кобальтовые — NMC) — свыше 95% вводов по мощности. Доля LFP в новых проектах 2024 года оценивается на уровне 87% благодаря снижению стоимости ячеек и лучшей термобезопасности. NMC сохраняется в проектах с повышенной удельной энергией и ограничениями по площади.
Натрийионные решения перешли к ранней коммерциализации в КНР и начинают появляться в проектах мощностью 10–100 МВт, но пока занимают менее 2–3% новых вводов.
В сегменте длительного хранения (8–12 часов) реализуются коммерческие пилоты на базе проточных ванадиевых и воздушно-цинковых систем, а также термальных накопителей; их доля пока менее 1% по мощности. Средняя продолжительность хранения для новых СНЭ в 2024 году составила 2,5–4 часа, а средняя капитальная стоимость снизилась до $250–350 за 1 кВт·ч на уровне системы, с локальными минимумами ниже $200 за 1 кВт·ч для крупных проектов в Китае.
Наиболее перспективные технологии хранения энергии
Литийионные аккумуляторные батареи (ЛИАБ) занимают лидирующие позиции за счет высокой эффективности и снижения стоимости. За последние 10 лет их цена снизилась на 86%, а к 2027 году ожидается дальнейшее удешевление до $100 за 1 кВт·ч. Технология основана на обратимом перемещении ионов лития между катодом и анодом. Это обеспечивает плотность энергии 200–300 Вт·ч/кг, КПД до 95% и низкий саморазряд. Преимущества включают предсказуемость работы и зрелость технологии, а также широкий спектр применений — от электроники до электротранспорта.
Однако ЛИАБ требуют строгого соблюдения условий эксплуатации. Они чувствительны к температуре: если ниже −20 °C, то снижается их емкость, а если выше +45 °C, то ускоряется деградация. Для предотвращения перегрева и возгорания необходимы системы термоконтроля и управления (BMS). Глубокая разрядка может снизить эффективность и ускорить износ. Важны также особые требования к утилизации, обусловленные химическим составом и экологическими стандартами.
Натрий-серные (NaS) батареи — технология стационарного накопления энергии, использующая расплавленные электроды: жидкий натрий (анод) и серу (катод), разделенные мембраной. При разряде ионы натрия проходят через мембрану и образуют полисульфиды (Na2Sx). Для поддержания электролита в жидком состоянии элементы работают при температуре 300–350 °C, что требует постоянного подогрева, надежной теплоизоляции и сложной системы терморегулирования. Эти требования увеличивают капитальные и операционные затраты, удлиняют запуск системы (на разогрев уходит 1–2 дня) и ограничивают область применения преимущественно стационарными решениями с предсказуемой тепловой средой. Географически наибольший смысл такие системы имеют в жарком климате, где энергозатраты на подогрев минимальны.
Ключевые достоинства NaS-батарей — высокая объемная и удельная плотность энергии среди высокотемпературных электрохимических технологий, возможность полной разрядки без ускоренной деградации, устойчивость к перезаряду, длительный срок службы (до 15 лет) и доступность сырьевой базы. К ограничениям относят высокие рабочие температуры, требовательность к герметичности и материалам из-за коррозионной активности расплавов при контакте с воздухом, а также повышенные требования к промышленной безопасности и обслуживанию.
NaS-аккумуляторы привлекательны для сценариев долгосрочного хранения энергии, сглаживания суточных и недельных дисбалансов ВИЭ, а также для сетевых услуг высокой продолжительности, где ценится высокая плотность энергии и глубокая разрядка без деградации.
Проточные редокс-батареи (ПРБ) — системы накопления энергии с жидкими электролитами и редокс-активными парами, циркулирующими через ячейки с ионообменной мембраной. Они позволяют раздельно масштабировать мощность и емкость: мощность зависит от площади и числа ячеек, а энергия — от объема резервуаров. Это делает ПРБ идеальными для длительного хранения энергии от ВИЭ, сглаживания суточных профилей генерации и гибкости сети.
Основной тип ПРБ — ванадиевые системы (VRFB), составляющие около 95% рынка. Они надежны, имеют длительный ресурс и предсказуемую деградацию, но работают в узком температурном диапазоне (+5…+40 °C). При охлаждении или перегреве возникают риски кристаллизации и роста гидравлических потерь. Альтернативные системы, такие как цинк-бромовые и органические, расширяют температурные окна и могут снизить стоимость материалов, но пока уступают VRFB по стабильности.
Капитальные затраты высоки ($500–1000 на 1 кВт·ч), но компенсируются длительным сроком службы, низкой пожароопасностью и гибкостью конфигурации. Ванадий доступен как побочный продукт металлургии, а цинк и бром имеют масштабную сырьевую базу.
Суперконденсаторы — устройства для накопления энергии, где заряд хранится электростатически на границе электрод/электролит без химических реакций. Они обладают высокой удельной площадью поверхности и рекордно быстрой зарядкой/разрядом (до секунд), а также ресурсом свыше 1 млн циклов. Их преимущества включают высокую удельную мощность, быструю зарядку, длительный срок службы и широкий диапазон рабочих температур. Однако низкая плотность энергии (1,5–15 Вт·ч/кг) и повышенный саморазряд ограничивают их применение.
Каждая технология занимает свою нишу, определяемую физическими ограничениями. Литийионные СНЭ доминируют там, где важны компактность и мобильность (электромобили, гаджеты). NaS-системы экономически оправданы для крупных сетевых хранилищ в жарком климате, несмотря на энергозатраты на подогрев. Проточные батареи решают проблему сезонного хранения энергии для ВИЭ благодаря масштабируемости и долговечности. Суперконденсаторы служат «энергетическими амортизаторами» для задач, требующих мгновенной мощности. Гибридные решения (например, литийионные батареи + суперконденсаторы в электробусах) объединяют преимущества технологий, компенсируя их слабые стороны. Эта дифференциация объясняет нишевое применение технологий: например, суперконденсаторы незаменимы в Арктике, а VRFB-системы перспективны для солнечных электростанций в пустынях, где перепады температуры достигают 50 °C в сутки.
Применимость технологий накопления энергии по задачам использования в электроэнергетике
Выбор технологии зависит от места установки относительно счетчика, профиля нагрузки и требуемой длительности отдачи. На оптовом рынке и в сетях приоритет — системная надежность и управление мощностью; у потребителей за прибором учета — сглаживание пиков, качество электроснабжения и интеграция распределенной генерации.
Накопители закрывают разные задачи: в составе энергосистемы они обеспечивают регулирование частоты, баланс ВИЭ и резерв, за счетчиком на стороне потребителей сглаживают пики и повышают надежность. ЛИАБ — базовый стандарт для секундно-минутных и часовых сервисов и интрачасовой волатильности; проточные и NaS предпочтительны для 4–8(12)‑часового сдвига, высокой цикличности и работы в жарком климате, при этом NaS выигрывают за счет компактности. Суперконденсаторы дают сверхбыстрый отклик и улучшают качество электроэнергии, но не заменяют энергоемкие решения. В системах СЭС + СНЭ лучшая эффективность достигается гибридными решениями: ЛИАБ или NaS закрывают энергопрофиль на часы, а суперконденсаторы гасят кратковременные возмущения. Экономика улучшается с масштабом: крупные проекты порядка 100 МВт на 1–4 часа достигают ориентировочной стоимости в $55–322 за 1 кВт·год при мультисервисе, тогда как в распределенной и бытовой установках стоимость выше, а в домохозяйствах максимальна — около $545–785 за 1 кВт·год из-за отсутствия масштаба и ограниченного профиля использования. Оптимизация достигается правильным выбором длительности хранения, совмещением источников дохода и интеграцией с сетью, что особенно важно вне оптового сегмента.
Опыт эксплуатации систем накопления энергии в России: региональные кейсы и технологические уроки
Российский рынок систем накопления энергии, несмотря на нормативные лакуны, развивается стремительно. По данным АЦ ТЭК на основе открытых источников, уже реализовано порядка 30 проектов суммарной емкостью свыше 17 МВт·ч. География — от арктических широт до южных регионов; применение — под локальные задачи. Накопившийся портфель прикладных решений демонстрирует несколько направлений эксплуатации.
Первое направление — резервирование и источники бесперебойного питания (ИБП) для потребителей. В этой категории крупные городские объекты и технопарки используют ЛИАБ как высокодоступный ИБП с функциями мгновенного ввода в работу. В Сочи «Россети» развернули комплекс мощностью 2700 кВА с емкостью 3500 кВт·ч, обеспечивающий бесперебойность питания потребителей инфраструктуры и сглаживание пиков. Аналогичная задача решается в Москве в инновационном центре «Сколково», где система мощностью 2400 кВА и емкостью 2000 кВт·ч страхует технологическую нагрузку кампуса. В Омске у «Россетей» установлен ИБП на 1200 кВА и 1000 кВт·ч для поддержки потребителей распределительной сети, снижая риски перебоев и потери качества напряжения. Эти проекты показывают, как ЛИАБ переходят из роли резервов на генерации к роли сетевых ИБП ближе к нагрузке, обеспечивая качество электрической энергии у конечных потребителей.
Второе направление — повышение операционной эффективности и надежности электроснабжения предприятий и сетевой инфраструктуры. Здесь характерны проекты компании «СНЭ. Коммерческий диспетчер» совместно с «РЭНЕРА». В Туле развернута система мощностью 750 кВт и емкостью 798 кВт·ч, работающая на выравнивание профиля нагрузки, снижение пиковых мощностей и оперативную поддержку качества напряжения. Схожий по назначению комплекс в Подольске (312,5 кВт, 399 кВт·ч) решает задачи прохождения пиковых нагрузок, локального регулирования и быстрого резервирования технологических участков. На стороне сетевой компании в Смоленске «Россети» применяют ЛИАБ как инструмент оперативного управления распределительной сетью и повышения надежности на присоединениях, что снижает продолжительность и частоту перерывов электроснабжения и оптимизирует режимы трансформаторных подстанций.
Третье направление — интеграция солнечной генерации и работа с СЭС, где накопители выполняют функции сглаживания неравномерного характера выработки электроэнергии на СЭС. В Анапе в КЦО «СИБУР-Юг» применена система 312,5 кВт и 326,8 кВт·ч, которая поддерживает локальную СЭС, уменьшая объем перетоков с внешней сетью и стабилизируя напряжение на шинах предприятия. На Бурзянской СЭС установлен значительно более емкий комплекс (750 кВт и 8000 кВт·ч) — это пример ориентации на длительное выравнивание графика генерации, суточный шифт и обеспечение предсказуемого профиля выдачи. В Верхоянском энергокомплексе АО «Сахаэнерго» накопитель 300 кВт и 1300 кВт·ч компенсирует флуктуации северной СЭС в изолированном режиме, снижая долю дизельной генерации в балансе. Отдельного упоминания заслуживает пилот ПАО «РусГидро» на острове Русский (30 кВт, 50 кВт·ч), где совмещены литийионная и проточная технологии для отработки режимов сглаживания профиля и повышения долговечности в многократных циклах. В августе 2025 года принято решение ввести накопители электроэнергии в Крыму и Краснодарском крае. К июлю 2026 года планируется установить 350 МВт: 100 МВт — в Крыму и 250 МВт — в Краснодарском крае.
Четвертое направление — автономные и гибридные энергосистемы, где ЛИАБ поддерживают неравномерный характер выработки электроэнергии на ВИЭ, сокращая расход дизтоплива и повышая качество электроснабжения. В селе Кызыл-Хая в Республике Тыва комплекс СНЭ мощностью 100 кВА и емкостью 204 кВт·ч встроен в автономную гибридную электростанцию и обеспечивает балансировку при колебаниях генерации и спроса, а также быструю поддержку частоты и напряжения. В этом же классе находятся распределенные решения для резервирования социально значимых объектов сети 0,4 кВ на базе литийионных модулей мощностью порядка 20 кВт и емкостью 75 кВт·ч, которые закрывают задачу локальной надежности в малых населенных пунктах, где критична стоимость простоев и ограничен доступ к традиционным резервным источникам.
Совокупно эти проекты демонстрируют следующие закономерности. Во-первых, растет доля решений с комбинированными режимами, где один и тот же накопитель одновременно выполняет функции ИБП, сглаживания пиков нагрузки и регулирования параметров сети, повышая коэффициент использования. Во-вторых, по мере перехода от пилотов к промышленной эксплуатации расширяется диапазон емкостей и длительности работы СНЭ — от высокомощных кратковременных систем до часовых и многосуточных, как на Бурзянской СЭС.
Основные барьеры для внедрения систем накопления энергии в России
Внедрение аккумуляторных СНЭ в России сталкивается с рядом барьеров: технологических, регуляторных, экономических и логистических. Эти ограничения усиливают друг друга и замедляют масштабирование проектов.
На технологическом уровне рынок находится в зачаточном состоянии. В стране отсутствует развитая производственная цепочка для СНЭ. Ключевые компоненты и материалы либо импортируются, либо производятся в ограниченных объемах, а местные технологии слабо освоены. Новые мощности по выпуску накопителей еще на стадии проектирования и строительства, что снижает доступность оборудования и увеличивает риски задержек. Утилизация также вызывает проблемы: для некоторых технологий нет безопасных методов переработки, а повторное использование материалов низкое. Это повышает экологические и операционные затраты. Низкая доля возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в энергосистеме РФ снижает экономическую целесообразность широкого внедрения СНЭ как инструмента балансировки. Без современных алгоритмов управления, точных измерений и стандартов интерфейсов эффективность СНЭ остается ограниченной.
Регуляторная среда не стимулирует спрос. Планы развития электроэнергетики ВИЭ и СНЭ носят ограниченный характер, обусловленный показателями их экономической эффективности относительно других видов генерации. Механизмы оказания услуг по обеспечению системной надежности с помощью СНЭ практически отсутствуют. Рынок мощности, частотно-регулирующие резервы, услуги по регулированию напряжения и инерции пока не допускают участие накопителей. Экономическая модель фактически сводит СНЭ к вспомогательному оборудованию на электростанциях, лишая их самостоятельной бизнес-логики. Ограничения на совмещение деятельности по передаче и торговле электроэнергией не позволяют сетевым компаниям владеть и управлять СНЭ, где они могли бы быть наиболее эффективными.
Экономические факторы усугубляют ситуацию. Капитальные затраты на строительство СНЭ остаются высокими, а доступ к финансированию ограничен. Недостаток экономических стимулов, таких как контракты на разницу, премии за регулирование, оплата системных услуг и ускоренная амортизация, делает экономику проектов неопределенной. Нет льготных тарифов на зарядку в периоды профицита генерации, что снижает маржу на арбитраже.
Логистические и сырьевые ограничения удлиняют сроки реализации проектов. Передача большой мощности на дальние расстояния требует высоковольтных подключений и значительных сетевых усилений, что удорожает проекты. В цепочке поставок лития наблюдается значительный географический разрыв: основные запасы сосредоточены за рубежом, а отечественные месторождения удалены от производств литийионных аккумуляторов. Это ведет к росту логистических затрат и сроков. Места установки накопителей часто находятся далеко от центров сервисной поддержки, что увеличивает операционные риски и стоимость жизненного цикла.
Все эти факторы создают замкнутый круг: отсутствие рынка системных услуг и стимулов сдерживает спрос, слабая локальная производственная база удерживает высокие издержки, а логистика и сырье добавляют неопределенности по срокам и стоимости. Для преодоления барьеров необходимо действовать по четырем направлениям: ускорить локализацию производства и переработки, создать регуляторную базу для участия СНЭ в рыночных и несетевых услугах надежности, внедрить адресные экономические стимулы и тарифные механизмы для зарядки и разрядки, а также развивать инфраструктуру и логистику для ключевых технологий накопления.
Увеличить спрос на СНЭ в России возможно за счет реализации механизмов управления спросом: внедрения гибких тарифов, программ участия в балансировке сети и нормативной базы, позволяющей потребителям монетизировать избыточную энергию. Стимулирование использования накопителей в пиковых и низконагрузочных периодах создаст экономическую выгоду для участников рынка и повысит привлекательность СНЭ как инструмента энергоэффективности.
Только комплексный подход позволит достичь эффекта масштаба, снизить стоимость и реализовать потенциал СНЭ в повышении надежности и эффективности энергосистемы.
