Отключения электроэнергии летом 2024 года затронули порядка 2,5 миллионов человек и стали по-настоящему масштабной демонстрацией проблем в текущей структуре электроэнергетики. Ситуация при которой энергия становится недоступной в таком масштабе довольно необычное явление, которое оставило жителей юга России и страны в целом в недоумении. Статья про то, что произошло и какие решения привели к ситуации, когда резервной мощности готовой включиться и поставить электричество в наши дома просто нет.

Хронология дефицита мощности и отключений электричества в энергосистеме Юга летом 2024 года

В начале июня цены на электроэнергию на оптовом рынке (плата крупных потребителей делится на покупку электроэнергии и мощности, которая для них зарезервирована) вышли на стабильно высокий, но обычный для данного региона уровень около 2 тысяч рублей за МВт⋅час (1 МВт⋅час = 1 000 кВт⋅часов). Однако дальше начался резкий рост вплоть до двукратного увеличения цены на электроэнергию. [1] Он совпал с экстремально высокими (~ 35-40 С°) температурами, державшимися довольно долгое время. [2]

Как проходили отключения электричества на юге

Случились первые отключения. 8 июля в Ростовской области, чтобы минимизировать перебои для населения, ограничивали питание на предприятиях. 9 июля в Астрахани не было воды и света, предприятия Краснодара приостановили работу. Эти отключения суммарно затронули около 600 тысяч человек. 9 июля энергетики южных регионов занимались восстановительными работами. К ночи электроснабжение было возобновлено. [3]

Но главные события ждали впереди. 

Отключения электричества на Юге 16-20 июля 2024 года

16 июля был поставлен новый рекорд потребления в энергосистеме Юга. Впервые он превысил пик спроса зимой [4]. В 14:00 цены РСВ на электроэнергию от 4 (Волгоград) до 4,6 (Краснодар) тысяч рублей за МВт⋅час. В 15:21 был выключён из сети первый блок (реактор ВВЭР-1000, мощность ~ 1000 МВт) Ростовской АЭС [5].

После этого произошли отключения в Краснодарском крае, Ростовской области, Крыму, Кабардино-Балкарии, Карачаево-Черкесии и Дагестане [6-11].

На следующий день, 17 июля 2024 года, пик потребления повторил рекорд 16 июля [12]. Губернатор Ростовской области опубликовал у себя в Телеграм-канале пост об отключениях электроэнергии [13]:

“В 12:20 из-за перегрузки высоковольтной линии по команде системного оператора Единой энергетической системы вновь поэтапно вводятся в действие меры по временному отключению потребителей части городов Ростова-на-Дону, Батайска, Азова и других территорий нашей области.”

Цена на электроэнергию в этот день на пике (в 16 часов) в Ростове составила 4,57 тысяч рублей за МВт⋅час.

В этот же день Системный оператор, отвечающий за диспетчерской работу и стабильность сети, публикует пресс-релиз [14] о отключениях потребления на 1,3 ГВт мощности. Причиной назван сбой оборудования на Ростовской АЭС, а основными факторами сделавшими такую ситуацию возможной стали аварийные отключения и ограничения на мощность тепловых станций с одновременным увеличением потребления.

По словам замглавы Минэнерго Евгения Грабчака под отключения попали около 2,5 миллионов человек. [15]

В программе “Вести” телеканала Россия-1 Генеральный директор филиала Системного оператора ОДУ Юга Вячеслав Афанасьев заявил, что “Главная задача на фоне аномальной жары — избежать   развития системных аварий (прим.: когда старые аварии провоцируют новые и есть риск падения всей энергосистемы)” [14].

Объем аварийных ремонтов и ограничений мощности составил порядка 2 ГВт [16].

19 июля Губернатором Ростовской области также был опубликован пост [17] с информацией о временных отключениях, а цена на электроэнергию на составила 5.86 тысяч рублей за МВт⋅час [1].

Отключения затронули население, прошли митинги. [18-21]

В конечном итоге, пройдя пик потребления, система стабилизировалась, а цены (как и температура) постепенно снизились, оставив людей не связанных с энергетикой в озадаченном состоянии с не нашедшим ответа вопросом “что это было?”. Чтобы эту тему прояснить, я решил свести воедино базовую информацию, новости и комментарии официальных лиц.

Единая энергетическая система (ЕЭС)

Начать стоит с того, что Единая энергетическая система (ЕЭС) состоит из Объединенных энергетических систем исходя из административно-географического устройства, сложившейся системы линий передач и диспетчерского деления.

В каждом регионе есть свой баланс производства и потребления энергии. Если в регионе недостаточно мощностей, то электричество будет приходить перетоком из других областей. Чем лучше развиты сети, тем больший разрыв между потреблением и генерацией можно компенсировать (не бесплатно: часть энергии рассеивается на нагрев проводов из-за сопротивления). Пропускная способность линий электропередачи меняется в зависимости от температуры: чем она выше, тем меньше энергии можно передать.

Мощность в энергетике

Мощность, которую может выработать электрогенератор электростанции называется установленной.

Сама по себе цифра установленной мощности важный показатель, но она не обязательно будет отражать способность энергосистемы выдерживать пики потребления. Оборудование имеет разный возраст и разные технические параметры. Например, ГЭС и газотурбинные электростанции могут быстро набирать и снижать мощность, что очень важно для балансирования энергосистемы. А АЭС, напротив, работают с почти неизменной нагрузкой в течение суток. Солнечные станции же будут давать энергию в сеть только в дневные часы, с наибольшей выработкой, не обязательно совпадающей с пиком потребления.

Возрастная структура генерации

Есть и ещё одна причина аккуратнее относиться к цифре установленной мощности при анализе состояния энергосистем. Оборудование с большим возрастом будет больше подвержено отказам и авариям. И возрастного оборудования по энергосистеме России достаточно много. Особенно среди теплоэлектростанций.

“Состояние основных фондов в тепловой генерации характеризуется высоким физическим износом. На конец 2020 года суммарная мощность турбоагрегатов, продолжительность эксплуатации которых превышает 30 лет (введены до 1991 года), составила около 107,6 ГВт, или свыше 65% мощности всего парка генерирующего оборудования ТЭС. При этом по группам теплофикационного и конденсационного паросилового оборудования эти показатели составляют 56,6 ГВт (81,6%) и 50,1 ГВт (85,9%), соответственно.” [23]

Есть ли дефицит мощности в энергосистеме Юга

Не вся установленная мощность доступна для потребителей. В зависимости от температуры наружного воздуха будет меняться мощность ТЭС и АЭС. Это связано как с законами термодинамики (подробнее про это можно почитать здесь), так и с возможностью охлаждения конденсата. Часть энергии рассеется на проводах.

Кроме того, не всегда оборудование включено: оно требует ремонта и обслуживания, иногда случаются аварии. Да и не всегда оно нужно: стараются формировать резерв мощности, который значительную часть времени будет просто стоять в выключенном состоянии (его называют холодным резервом).

Поэтому надо учитывать, что не вся установленная мощность будет доступна для регулирования в конкретный момент времени.

Установленную мощность в каждом из регионов мы всегда можем посмотреть на сайте системного оператора. Если посмотреть по энергосистеме Юга суммарно, то она больше, чем максимум потребления.

Однако, если посмотреть более детализировано, то можно обнаружить локальные дефициты мощности на Кавказе и в Краснодарском крае и Адыгее, и избыток в Ростове, Волгограде и Астрахани.

Недостаток мощностей в горах легко объясним: логистика сложнее и за счет топлива себестоимость производства электроэнергии на ТЭС будет выше.

Волга обладает огромным водным потенциалом, который в советские годы был использован в каскаде Волжских ГЭС. В Ростовской области же расположена АЭС с 4 реакторами ВВЭР-1000 суммарной мощностью приблизительно 4 ГВт.

Также важно учитывать структуру сетей. Например, нельзя передать энергию из энергоизбыточных Астрахани и Волгограда, где расположены мощные ГЭС, на энергодефицитный Кавказ напрямую, так как для этого просто нет линий электропередачи. Для этого придётся пустить ток через Ростовскую область и Краснодар.

Через узлы в Ростовской области же будет приходить мощность из энергосистемы Центра.

Возможно также и влияние на развитие ситуации развития сетей. Оборудование подстанций и линии электропередачи могут выходить из строя, что приводит к повышению нагрузки на других участках. Примечателен опыт Московского Блэкаута из-за аварии на подстанции Чагино в 2005 году и пожар на подстанции, оставивший без света часть Сызрани и Октябрьска без света [29-30]. Так что исключать полностью влияние на развитие ситуации состояния сетей нельзя.

Оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ)

Не менее чем текущее состояние системы важны организационные механизмы, которые подталкивают её быть такой, какая она есть. Энергетика в СССР была директивной: все станции (как и сети) принадлежали государству, тарифы для потребителей формировались исходя из совокупных затрат отрасли и подъемности производством и населением.

С распадом Советского Союза и отрасль было решено реформировать на рыночных принципах: создать множество поставщиков электроэнергии, конкурирующих между собой. И одна из важнейших задач энергетики сейчас – сформировать такую структуру правил взаимодействия между потребителями и поставщиками, чтобы не допустить необоснованного роста цен (например, из-за низкой конкуренции), удовлетворить платежеспособный спрос и обеспечить стабильность работы сети.

Для этого рынок был поделен на несколько частей, но для поставщиков электроэнергии основу составляют два из них: 

• На рынке на сутки вперед (РСВ) оплачивается электроэнергия: киловатт-часы, которые посчитал счётчик
• На конкурентном отборе мощности (КОМ) оплачивается мощность: возможность электроэнергию купить. Станции работают всегда, а не только когда вы включаете чайник, поэтому за зарезервированную под вас мощность надо платить.

В сумме, по задумке, эти два рынка должны покрывать переменные (например, чем больше топлива сожжешь, тем больше энергии произведешь) и постоянные (зарплату человеку необходимо платить одинаковую и в месяц большой, и в месяц маленькой выручки) затраты.

Рынок мощности: КОМ, КОМ НГО, КОММОД, ДПМ

Тут надо отметить, что для строительства и модернизации генерации почти не используется конкурентный отбор мощности (КОМ). По задумке, этот механизм должен покрывать либо все, либо часть постоянных (зарплаты, обслуживание и т.д.) затрат.

Ранее его принцип отбора был следующим: поставщики подавали заявки, они (за исключением объемов обязательных к покупке) выстраивались по возрастанию и отбирались первые N проектов на суммарную мощность прогнозируемого спроса и резервов. Отбор проходил для территории внутри которой нагрузку можно было без существенных проблем перераспределить (зоны свободного перетока), а связи с другими территориями учитывались через предельные объемы мощности, которые можно передать.

Цены при этом были ниже, чем требуются для компенсации капитальных затрат. Предполагалось, что в будущем они вырастут достаточно, чтобы рынки электроэнергии и мощности в сумме покрывали затраты на всех этапах производственного цикла, от возведения, до закрытия. 

Сейчас принцип отбора изменился. Во-первых, отбор проектов проходит сразу для всей ценовой зоны. Это, с одной стороны, увеличивает конкуренцию, т. к., когда отбор был по зонам, во многих из них поставщики обладали высокой долей концентрации (т. е. один или не много поставщиков владели существенной долей рынка). С другой же, не отражает регионального аспекта, связанного с различиями в затратах между регионами, а также своего баланса спроса и предложения внутри региона.

Во-вторых, вместо прогнозируемого объема потребной мощности начала использоваться кривая спроса и предложения, точки которых определяются Правительством. Значение цены зависит главным образом от объема отобранного оборудования.

До сих пор для покрытия капитальных затрат цены КОМ-а не хватает, поэтому новые проекты финансируют по другим механизмам, периодически критикуемым.

Т. е. уже построенные электростанции отбивают свои ежемесячные и топливные издержки на рынках КОМ и РСВ. А если в регионе возникает недостаток мощности, могут вводиться отдельные конкурсы на новую генерацию КОМ НГО, ДПМ АЭС/ВИЭ/ГЭС. Для обновления старой генерации используется конкурентный отбор мощности модернизируемого оборудования (КОММОД).

Новые электростанции, построенные по этим механизмам, не участвуют в КОМ-е напрямую, пока не закончится плата по этим механизмам, но их объём учитывается как обязательный к покупке.

Эти инвестиционные затраты добавляются к плате за мощность для потребителей и распределяются по всей ценовой зоне [36, пункт 10.5]. Так как постройка новой генерации – это дорого, замена старой и ввод новой генерации могут откладываться. 

Примечание: изменениями в Правила оптового рынка электроэнергии и мощности от 01.11.2024 модель КОМ была изменена. Цена в первой точке увеличена (п.107 Постановления Правительства РФ N1172), а во второй стала зависеть от объема обязательной покупки. Регламент (19.3) проведения конкурентных отборов мощности на сайте Совета рынка уже включает эти изменения.  

Во всех механизмах цена на мощность очень сильно зависит от регулирующих органов, в них почти никак не участвуют напрямую потребители, их права как бы делегированы.

Резюмируя, хочется сказать, что вопрос “Как должна выглядеть архитектура рынка мощности?” довольно сложный и дискуссионный, ответ на который ещё только предстоит найти.

Помимо рынков электроэнергии и мощности есть также системные услуги (например, плату за регулирование частоты или за замещение мощности выбывшей из-за аварии) и плата за передачу энергии по сетям, но это отдельная тема разговора.

Рынок электроэнергии: ВСВГО и РСВ 

Отобранное на рынке мощности работоспособное оборудование участвует в процедуре выбора включённого оборудования (ВСВГО – выбор состава включённого генерирующего оборудования). Генерирующие компании называют предельные цены, которые они смогут заявить на рынке электроэнергии и стоимость “пуска” (чтобы включить неработающую тепловую станцию, надо потратить довольно большое количество топлива). Исходя из этих значений и потребностей сети, методом оптимизации подбирается состав оборудования наиболее подходящий для сети, Системный оператор даёт команду на включение отобранному оборудованию.

Дальше, за сутки до планируемого дня, покупатели и поставщики отправляют ценовые заявки, за сколько они готовы продать или купить электроэнергию в каждый час дня. Генерирующие компании выстраиваются по возрастанию, потребители по убыванию. В точке пересечения формируется цена.

Таким образом, чем больше платежеспособный спрос, тем менее эффективные электростанции увеличивают мощность. В результате, если цены на электроэнергию растут, это значит, что рынок загрузил на полную мощность оборудование с большим расходом топлива: либо устаревшее, либо просто технологически имеющее малый КПД (например, хорошо маневренные ГТУ).

Это позволяет использовать цены РСВ в пики потребления как индикатор, по которому можно косвенно судить о достаточности мощности в регионе.

График потребления электроэнергии

Потребление в течение суток неоднородно, а потому час от часа будет меняться мощность в сети, загрузка электростанций и сложившаяся на рынке цена. 

По этой причине, если с помощью цен на рынке электроэнергии захочется проанализировать, насколько сильно выбрана мощность в конкретном регионе, стоит брать пиковые часы потребления (они будут совпадать с часами с наибольшей ценой).

Точно также, как отличия цен час от часа служат индикатором динамики спроса и загрузки мощностей к конкретной области, разница цен в разных узлах подсказывает, в каком регионе генерация требует меньших затрат на топливо.

Корреляция между разницей цен, сложившейся между двух регионов, и отношением экономичной генерации и потреблением не 100%-ная, так как стоимость топлива в регионах будет отличаться (куда-то транспортировать долго и дорого, куда-то нет). Кроме того, между узлами существует переток, что влияет на рыночную ситуацию. Поэтому опираться только на разницу цен нельзя. Но использовать коммерческие показатели как индикатор уместно.

Теперь остаётся разобраться с причиной: почему структура включённой генерации на момент кризиса была такова, что Системный оператор ввёл режим отключений, почему не нашлось резервов.

Для этого стоит проанализировать высказывания и официальные релизы ответственных лиц и специалистов.

Что спровоцировало дефицит мощности в энергосистеме Юга летом 2024 года

Первый раз вопрос дефицита мощности в Энергосистеме Юга поднимался ещё в 2020 году, и освещался Полиной Смертиной [38]. 

Примечание: Дальше мы ещё ни раз будем обращаться к ее материалам, на мой персональный взгляд, очень хороший журналист в сфере энергетики.

Тогда вводились новые мощности для флота и железнодорожного транспорта, из-за чего планируемый дефицит ожидался на 500 МВт. Закрывать его было предложено за счет ввода новой ТЭС. Финансирование на проект ожидалось изыскать через конкурентный отбор мощности новой генерации (КОМ НГ), ранее применявшийся для финансирования строительства Сакской ТЭЦ в Крыму (120 МВт) и Ударной ТЭС в Тамани (560 МВт).

Проблемы с балансом мощности и потребления поднимались и в 2021 году. Системный оператор опубликовал доклад о прохождении пиков потребления [39]. Летний пик потребления в энергосистеме Юга был пройден 16 июля в 15:00. Тем не менее, работу сети СО назвал стабильной, за счет заблаговременно сформированного по его командам резерва генерирующего оборудования. 

Любопытен доклад председателя СО ЕЭС Фёдора Юрьевича Опадчего [40] (председателя СО ЕЭС), посвящённый прохождению отопительного сезона 2021/22 годов и предстоящим задачам. В разделе посвящённом Энергосистеме Юга указываются риски графиков временного отключений на Кубани и в Крыму (суммарно до 420 МВт) в период прохождения экстремально высоких температур.

И Фёдор Юрьевич прохождение летнего максимума потребления охарактеризовал уже совершенно другими словами, нежели использовались в пресс-релизе СО несколькими месяцами ранее [41]:

«Сложившаяся этим летом режимно-балансовая ситуация характеризовалась отсутствием не просто нормативных резервов, а по некоторым из контролируемых сечений – вообще каких-либо резервов мощности, и как следствие несла в себе прямые риски ограничения потребителей при возникновении аварий»

В 2023 году ситуация продолжила развиваться [42]. К росту спроса на территории энергосети Юга добавился прогнозируемый переток из Крыма в Херсонскую и Запорожскую области примерно на 500 МВт. Суммарный переток с Кубани в Крым предполагался в районе 850 МВт. Также добавился переток и Ростова в Донбасскую энергосистему [43-45]

На 2024 год при отсутствии отключений собственной генерации дефицита в Крыму не прогнозировалось. Он ожидался только к 2025 году в 121 МВт, а к 2029 достигал уже в районе 857 МВт. В ремонтной схеме уже в 2024 году ожидался дефицит в 219-513 МВт. Например, отключение одного из наиболее крупных блоков (Балаковской ТЭС, 252,5 МВт) из-за ограничения перетока мощности в 2024 году привело бы к дефициту в 247 МВт. [45]

Для его компенсации Системный оператор рекомендовал построить в Юго-Западной части ОЭС Юга не менее 857 МВт, в том числе 220 МВт в Крыму. [43]

Таким образом, к лету 2024 года энергосистема Юга подходила уже в не лучшем состоянии. Разговоры о дефиците там ходили уже давно и каких-то проблем неизвестного масштаба можно было ожидать.

Комментарии официальных представителей

Представители Системного оператора не ожидают такого совпадения негативных факторов [46]:

«Я лично надеюсь, что таких сочетаний аварийности, температур и потребления уже не будет. Прогнозирую, что по этой территории ограничений у нас не будет”
первый зампред правления организации Сергей Павлушко

Самым полным и подробным комментарием по итогам энергокризиса на юге поделился Председатель Совета рынка, Максим Быстров, в интервью [47] Полине Смертиной. Крайне рекомендую его потом прочитать, я перескажу то, что мне показалось важным.

Основной упор в интервью идёт на экономическую, торговую часть вопроса. Факторами повышения цены Максим назвал:

• Рост спроса более чем на 10% (прим.: в том числе на кондиционеры)
• Снижение предложения (прим.: в том числе тепловых станций из-за меньшего теплоперепада)
• Выход в ремонт энергоблока Ростовской АЭС
• Резервные станции не запустились или запустились не полностью, из-за чего пришлось загружать более дорогую генерацию (например, Невинномысскую ГРЭС «ЭЛ5-Энерго»)
• Рост тарифов на газ (основной вид топлива) на 11,2% с 1 июля. Так как индексация не проводилась с декабря 2022 года, рост был сразу значительный

В результате образовалась “шпала” – большой объем предложения с приблизительно равной ценой, из-за чего применения управления спросом (когда потребители готов за отдельную плату не потреблять в часы пиковой цены), по словам Максима Быстрова, не могло снизить цену РСВ. Т.е. если бы с рынка был убран весь объем спроса (на всю первую ценовую зону ~ 85 МВт) по этому механизму, цена бы почти не изменилась.

Причины не запуска станций по команде системного оператора были прокомментированы так:

— (Полина Смертина) Как такое могло произойти, что некоторые станции не включились по команде?

— (Максим Быстров) Чисто по технике. Просто были не готовы.

— (Полина Смертина) Но они же должны быть готовы?

— (Максим Быстров) Они за это понесут наказание. Будут оштрафованы за невыполнение команд «Системного оператора».

— (Полина Смертина) Наказание недостаточное, если они могут себе позволить не включаться?

— (Максим Быстров) Нет, наказание нормальное. Но просто, видимо, что-то пошло не так… Если нет объективной технической возможности, ситуацию дополнительным наказанием не исправить.

Системный оператор также указывал на объем аварийных ремонтов и ограничений мощности превышающий 2 ГВт [12, 14].

Влияние на энергокризис перетока в Херсонскую, Запорожскую и Донбасскую Энергосистемы оценивается как не сильное и не критичное, так как там “есть собственная генерация, которая тоже достаточно мощная”. 

Среди прочего было сказано, что недостаток резервов прогнозировался и “«Системный оператор» еще три года назад говорил, что в энергосистеме Юга есть проблемы”. Поэтому и начали строить ТЭС Ударную и поэтому же проводился ещё один конкурс на новую генерацию. 

Примечание: КОМ НГО для ОЭС Юга В 2024 году не состоялся. На него заявилась лишь одна компания, с капитальными затратами выше предела установленного Правительством. Сейчас ищется поставщик, который был бы готов построить новую мощность. 

Одной из причин медленного обновления и постройки новой генерации Максим Быстров назвал стремление не поднимать плату за мощность для потребителей.

В этом вопросе они созвучны с министром энергетики, Сергеем Цивилевым. По его мнению, на текущий момент резерв мощностей построенных еще в СССР, исчерпан и требует обновления, отрасль недофинансирована и входит в осеннее-зимний период без резерва генерирующих мощностей. [48]

Поднималась также и версия об авариях в электроэнергетическом комплексе. Помимо новостных публикаций [49] и слов губернатора [20], версию о возможном влиянии состояния профессор МЭИ Евгений Гашо, но в рамках перечисления ряда факторов, среди которых были также дефицит мощности и рост энергопотребления [9]:

«Временные отключения электроэнергии на юге РФ, к сожалению, являются, привычным явлением. Сказывается дефицит мощности и кратный рост энергопотребления при неудовлетворительном состоянии распределительных сетей»

Почему произошли отключения на юге России

Таким образом, ситуация выглядит следующим образом. Как и в других регионах страны, часть мощностей сильно изношена, что требует больших резервов.

В энергосистеме Юга есть как дефицитные, так и избыточные по генерации территории. Весь транспорт электроэнергии в дефицитные регионы проходит через несколько узлов в Ростовской области и Краснодарском крае. Рост потребления в регионах усугубился держащимися долгое время экстремально высокими температурами.

В период предшествовавший отключениям из-за повышенных температур система уже была сильно загружена. Судя по ценам, экономичная генерация уже была выбрана, соотношение включённого оборудования и потребляемой мощности было хуже чем в Центральной энергосистеме.

Пик цен и сообщения о режимах отключения приходятся на момент выхода из строя первого блока Ростовской АЭС. Это 1000 МВт установленной мощности, что достаточно много. И отключения тоже приблизительно соответствуют размеру выбывшей мощности (хотя, все-таки, больше). Поэтому спусковым крючком этого кризиса стоит считать именно выход из работы первого блока. Судя по всему, дефицит рабочей мощности распределили между регионами.

При этом недостаток новых мощностей появился из-за сложившейся структуры рынка, в которой обновление мощностей может происходить с задержкой, ради удержания цен на мощность.

Автор: Овчинников Кирилл
Редактор:
Эксперт:
Корректор: 

Источники: 

1. Карта равновесных цен в наиболее крупных узлах расчетной модели / https://www.atsenergo.ru/karta-uzlov 
2. RusMeteo / https://rusmeteo.net/weather/krasnodar/monthly 
3. «Пока 40°C не стукнет — лето не наступит»: как жители юга России выживают в аномальную жару / https://www.gazeta.ru/social/2024/07/10/19382065.shtml
4. СО о пике потребления 16 июля / https://t.me/so_ups_official/2408
5. 16 июля в 15:21 энергоблок №1 Ростовской АЭС был отключен от сети действием автоматики из-за срабатывания защиты генератора / https://www.rosenergoatom.ru/stations_projects/sayt-rostovskoy-aes/press-tsentr/novosti/46709/ 
6. София Прохорчук, Яна Штурма, Павел Вихров. Растерянный свет: почему юг России остался без электричества / Известия, 16.07.2024, https://iz.ru/1728541/sofiia-prokhorchuk-iana-shturma-pavel-vikhrov/rasteriannyi-svet-pochemu-iug-rossii-ostalsia-bez-elektrichestva  
7. Минэнерго Дагестана: электроснабжение ряда населенных пунктов Дагестана, частично обесточенных из-за сбоя в работе генерирующего оборудования на Ростовской АЭС, восстановлено. 16.07.2024 / https://minenergord.e-dag.ru/press/77851
8. Татьяна Ручкина В Минэнерго РФ назвали причину отключения света на юге России / Комерсант, 16.07.2024, https://www.kommersant.ru/doc/6836588
9. Эксперт назвал причину перебоев в энергоснабжении на юге России / РИА Новости, 16.07.2024, https://ria.ru/amp/20240716/ekspert-1960126321.html 
10. Веерные отключения света введены на Юге России – что известно / РИА Новости Крым. 16.07.2024 22:12. https://crimea.ria.ru/20240716/veernye-otklyucheniya-sveta-vvedeny-na-yuge-rossii-chto-izvestno-1138919075.html 
11. 16.07.2024 17:00 Стала известна причина отключения электроэнергии в ряде районов Адыгеи АДЫГЕЯ СЕГОДНЯ / https://adigeatoday.ru/news/54184.html 
12. СО о пике потребления 17 июля / https://t.me/so_ups_official/2411 
13. Отключения 17 июля. Губернатор Ростовской области Василий Голубев / https://t.me/golubev_vu/1444 
14. Пресс-релиз: Системный оператор: отключения потребления на Юге связаны с повышенной аварийностью на фоне экстремальной жары, 17.07.2024 / https://www.so-ups.ru/news/press-release/press-release-view/news/25210/ 
15. Почти 2,5 млн человек остались без света из-за аварии на юге РФ / https://www.eprussia.ru/news/base/2024/1217026.htm 
16. Генеральный директор филиала Системного оператора ОДУ Юга Вячеслав Афанасьев в эфире программы Вести / https://t.me/so_ups_official/2409 
17. СО о пике потребления 17 июля / https://t.me/so_ups_official/2411 
18. Отключения 19 июля. Губернатор Ростовской области Василий Голубев / https://t.me/golubev_vu/1445 
19. 20 июл, 18:06, Как жители Краснодара вышли на митинг из-за отключения света. Видео / РБК: https://www.rbc.ru/rbcfreenews/669bcb3e9a794757bba3b207 
20. Мэр Краснодара приехал на митинг и предложил заковать себя в наручники / РБК: https://www.rbc.ru/society/20/07/2024/669b94349a794724cccb6cc0 
21. 21 июл, 00:42  В Анапе частично восстановили подачу электричества / РБК: https://www.rbc.ru/society/21/07/2024/669c2c679a79477b03ff5f1b 
22. Электроэнергетические системы России / https://www.so-ups.ru/functioning/ups/ups2024/ 
23. ИТС 38-2022 СЖИГАНИЕ ТОПЛИВА НА КРУПНЫХ УСТАНОВКАХ В ЦЕЛЯХ ПРОИЗВОДСТВА ЭНЕРГИИ. ИНФОРМАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЙ СПРАВОЧНИК ПО НАИЛУЧШИМ ДОСТУПНЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ. Росстандарт. Москва 2022
24. Проскурин В.С. Филиал АО «СО ЕЭС» ОДУ Средней Волги КЛЮЧЕВЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ СБАЛАНСИРОВАННОГО РАЗВИТИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМ / Татарстанский международный форум по энергетике и энергоресурсоэффективности 03.04.2024 http://tef.tatar/assets/gallery/108/3215.pdf
25. Сайт Конкурентного отбора мощности, СО / https://kom.so-ups.ru/MainPage.aspx 
26. Информационный обзор. Единая энергетическая система России: промежуточные итоги. Системный оператор Единой энергетической системы. Май 2022 года
27. Общественное обсуждение СиПР ЭЭС России на 2025-2030 годы / https://www.so-ups.ru/future-planning/public-discussion-sipr/public-discussion-sipr-2025-2030/ 
28. Приказ Минэнерго России от 26.02.2021 № 88 «Об утверждении Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 — 2027 годы». / https://www.so-ups.ru/future-planning/sipr-ees/dev-sch/
29.  «Авария в энергосистеме Москвы 25 мая 2005 года. Досье». ТАСС. Архивировано 15 марта 2017. Дата обращения: 14 марта 2017. https://tass.ru/info/1992764 
30. В лицо рабочему ударил столб пламени: взрыв на подстанции в Сызрани снят на видео / Малньекая Сызрань: https://www.syzran-small.ru/news-89235 
31. Рынок мощности РФ: основные принципы и ценообразование / Презентация НП “Совет рынка”: https://ppt-online.org/12701
32. Трансформация энергетики / https://ppt-online.org/1064218 
33. Общая информация / Сайт НП “Совет рынка” https://www.np-sr.ru/ru/market/cominfo/rus/index.htm 
34. Рынок электроэнергии и мощности / https://www.np-sr.ru/ru/market/wholesale/index.htm 
35. Электрическое моделирование / https://peretok.ru/articles/generation/8490/
36. Приложение 16. Регламент финансовых расчетов на оптовом рынке электроэнергии 
37. Индексы хабов (таблица) / https://www.atsenergo.ru/results/rsv/hubs/hubs?zone=1 
38. 30.10.2020 Флот требует энергетичных мер / https://www.kommersant.ru/doc/4556839 
39. 16.07.2021 Пресс-релиз СО ОЭС Юга и пять региональных энергосистем прошли летние максимумы потребления / https://www.so-ups.ru/news/press-release/press-release-view/news/16483/ 
40. Опадчий Ф.Ю. Председатель Правления АО «СО ЕЭС» Режимно-балансовая ситуация в период прохождения отопительного сезона 2021/22 годов и задачи на предстоящий период / https://www.bigpowernews.ru/photos/0/0_bTNkKqCsX77fUbbV51uB0BCC3OFciXMo.pdf 
41. 23 сентября 2021 Системный оператор проанализировал подготовку энергосистем ЮФО к осенне-зимнему периоду на заседании Федерального штаба / https://eepir.ru/new/sistemnyj-operator-proanaliziroval-podgotovku-energosistem-jufo-k-osenne-zimnemu-periodu-na-zasedanii-federalnogo-shtaba/
42. 04.09.2023 Югу не хватает энергии / https://www.kommersant.ru/doc/6196900
43. СиПР ЭЭС России на 2024-2029 годы / https://www.so-ups.ru/future-planning/sipr-ees/ 
44. Обосновывающие материалы к СиПР ЭЭС России на 2024-2029 годы. Энергосистема Республики Крым и г. Севастополя / https://www.so-ups.ru/future-planning/sipr-ees/
45. Обосновывающие материалы к СиПР ЭЭС России на 2024-2029 годы. Энергосистема Ростовской области / https://www.so-ups.ru/future-planning/sipr-ees/
46. «Системный оператор» не ждет масштабных отключений в ОЭС Юга, какие были летом / https://tass.ru/ekonomika/21908485
47. Интервью Главы «Совета рынка», Максима Быстрова, взято Полиной Смертиной / Комерсант, 01.08.2024, https://www.kommersant.ru/doc/6865142 
48. Минэнерго заявило об исчерпании резервов, оставшихся от СССР / https://www.rbc.ru/politics/09/09/2024/66de9e739a79477a9c42a3e1
49. Какова ситуация на Кубани после массовых отключений электроэнергии / https://rg.ru/2024/07/22/reg-ufo/kakova-situaciia-na-kubani-posle-massovyh-otkliuchenij-elektroenergii.html

Источники изображений 

1. Кирилл Овчинников / Использование изображения допускается при указании авторства и первоисточника 
2. Антон Федотов / Использование изображения допускается при указании авторства и первоисточника
3. Сайга20К | CC BY-SA 4.0
4. ArtemBegotsky | CC BY-SA 4.0
5. Павел Берег / Использование изображения допускается при указании авторства и первоисточника