исоединения — свыше 80 млн руб. (Якутия, Приморье, Москва) при стоимости СНЭ конфигурации (1 МВт / 4 МВт.ч) — 100 млн руб. простой срок окупаемости инвестиций в СНЭ, за счёт одной лишь замены техприса, составляет до 0 (мгновенная окупаемость) до 1 года, а с учётом последующей экономии на мощности — проект становится положительным с первого месяца. Фактически потребитель получает готовый накопитель «бесплатно» за счёт сэкономленных на подключении средств, а дальнейшая эксплуатация СНЭ (управление в часы замера генерирующей мощности, участие в рынке системных услуг) даёт чистый положительный денежный поток. Алгоритмы управления накопителя «behind-the-meter» могут быть различны, и меняться во времени для максимизации денежного потока, в зависимости точности прогнозов как собственного потребления, так и региона (для управления мощностью в часы максимума региона нужен точный прогноз). Например, когда точность прогноза ЧМ падает (как правило в летние месяцы), выгоднее становится срезать собственные пики потребления, что особенно актуально для регионов с «дорогой» сетевой мощностью. По данным на I полугодие 2026 года, конечная стоимость сетевой составляющей мощности для потребителей на уровне ВН составляет от 600 тыс. руб./ МВт в месяц (Республика Крым) до 2740 тыс. руб./ МВт в месяц (ХМАО-Югра). Медианное значение по 13 регионам (по таблице 1) — около 1960 тыс. руб./ МВт в месяц. Стоимость генерирующей составляющей мощности так же различна по регионам и составляет в среднем 1000 тыс. руб./ МВт в первой ценовой зоне, причём, по результатам конкурентных отборов и по прогнозам до 2042 г., стоимость генерирующей мощности растёт быстрее индекса потребительских цен (CAGR около 5% в год). Можно рассмотреть экономические показатели следующего сценария применение СНЭ в регионе с наиболее дорогой сетевой мощностью — ХМАО. Параметры СНЭ: 1 МВт / 5 МВт.ч. Данная ёмкость обеспечивает работу на полной мощности 1 МВт в течение 4 часов (типичная длительность утреннего и вечернего пиков). С учётом глубины разряда = 95% и КПД цикла «зарядразряд» = 93% «полезная» ёмкость — 4,4 МВт.ч. Прогноз «покрытия» часа максимума региона ⁓ 0.75. Сценарий управления: Срезка собственных пиков + снижение мощности в часы максимума региона:

CAPEX, ​​​​​​​млн. руб Годовой эффект, млн. руб. Простой срок окупаемости, лет Дисконтированный срок окупаемости, лет 125 35 3.5 5.7 Таким образом, в регионах с максимальной стоимостью технологического присоединения и дорогой сетевой мощностью замена традиционного подключения на систему накопления энергии обеспечивает мгновенную окупаемость за счёт разницы в капитальных затратах. Последующая экономия на управлении мощностью, особенно в часы максимума региона, формирует устойчивый положительный денежный поток с первого месяца эксплуатации СНЭ. Даже без мгновенного эффекта от альтернативы техпрису, ежегодная экономия на сетевой составляющей позволяет окупить проект за несколько лет, а с учётом прогнозируемого роста стоимости генерирующей мощности —