В рамках 24 мегапроектов по развитию Улаанбаатара в районе Баянгол на основе государственно-частного партнерства будет построена теплоэлектростанция ТЭЦ-5. Мощность станции составит 340 Гкал/ч тепловой и 300 МВт электроэнергии.
Компания «Mitime International» была выбрана в качестве частного партнера и уже провела переговоры с юридической фирмой относительно заключения контракта.
Ввод в эксплуатацию ТЭЦ-5 не только стабилизирует цены на энергоносители, но и положительно повлияет на внутреннее производство, создание рабочих мест и будет способствовать устойчивому экономическому росту.
Это также позволит обеспечить тепловой энергией западные районы столицы, улучшит энергетическую инфраструктуру, модернизировать объекты распределения и передачи электроэнергии, обеспечить надежное энергоснабжение и увеличить пропускную способность линий электропередачи.
Внедрение современных интеллектуальных энергетических технологий необходимо для ускорения технологических инноваций в этом секторе и развития экологически чистой энергетики. По мере роста численности населения в столице увеличивается и потребление энергии.
Несмотря на то, что суммарная мощность тепловых электростанций составляет 1549 МВт, пиковое потребление энергии достигает 1636 МВт. Это на 87 МВт превышает общую мощность производства электроэнергии, в результате чего импортируемая энергия поставляется по высоким ценам.
Заказы на турбины для электростанций на природном газе значительно опережают предложение, что угрожает способности мира успевать за растущим спросом на электроэнергию. <…>
Siemens Energy вместе со своими основными конкурентами GE Vernova Inc. и Mitsubishi Heavy Industries Ltd. составляют более 70% производственных мощностей. Они поставляют десятки крупнейших турбин ежегодно, но этого совершенно недостаточно для удовлетворения спроса.
Мировые производственные мощности по газовым турбинам по поставщикам В отрасли доминируют три крупнейшие компании
Мир испытывает голод по энергии. Бум искусственного интеллекта спровоцировал взрывной рост центров обработки данных. В то же время спрос растет со стороны потребителей и промышленности, поскольку происходит электрификация домашних хозяйств, транспорта и производства.
Многие страны переходят с угля на газ в рамках усилий по декарбонизации. Солнечная и ветровая энергия сейчас являются самыми дешевыми источниками в большинстве регионов, но даже в паре с аккумуляторами они пока не могут обеспечить непрерывное энергоснабжение, как уголь или газ. Именно поэтому, согласно Международному энергетическому агентству (МЭА), спрос на газ достиг рекорда в прошлом году, причем более трех четвертей этого роста пришлось на развивающиеся рынки.
Главам газовых компаний пришлось столкнуться с гневом климатических активистов, когда они называли газ «переходным мостом» от угля к чистой энергии. В условиях быстро растущего спроса на электроэнергию эти руководители теперь считают, что газ будет играть центральную роль в будущем.
Дефицит турбин рискует усугубить серьезное расхождение в климатических усилиях между бедными и богатыми странами. Без газа развивающимся экономикам, возможно, придется дольше использовать уголь, что угрожает планам по сокращению выбросов. В то же время развитые страны могут быть вынуждены активнее внедрять солнечные и ветровые электростанции, подстраховываемые дорогими аккумуляторами.
Джон Кетчум, главный исполнительный директор NextEra Energy Inc., крупнейшего в США разработчика солнечных и ветровых электростанций, заявил, что чистая энергия должна быть «критическим мостом», пока не будут построены газовые электростанции.
Это четвертый материал в серии «Узкие места» (Bottlenecks), посвященной множеству препятствий, замедляющих переход к более чистому и электрифицированному будущему. Прочитайте другие материалы о нехватке трансформаторов, недостатке квалифицированных рабочих и необходимости в более совершенных технологиях стабилизации сетей.
Поставщики турбин оказались застигнуты врасплох последовавшим ускорением заказов. В США на природный газ пришлось около 40% генерации электроэнергии. Ожидается, что политические шаги президента Дональда Трампа против возобновляемой энергетики, а также распространение центров обработки данных и жажда больших мощностей укрепят его роль.
«Рынок напряженный», — заявил Скотт Стразик, главный исполнительный директор GE Vernova. «Сейчас такая жажда энергии», — сказал он.
Зона окончательной сборки производства газовых турбин на заводе Siemens Energy в Берлине.
Согласно расчетам Bloomberg News, более 400 миллиардов долларов запланированных газовых электростанций до конца десятилетия находятся под угрозой задержки или отмены из-за нехватки мощностей для выполнения будущих заказов на турбины.
Суть узкого места заключается в том, что существует всего три основных поставщика самых крупных турбин для электростанций, с заводами от Германии до Японии, и они не способны — или не готовы — достаточно быстро нарастить производственные мощности, чтобы удовлетворить быстрорастущий спрос.
GE Vernova уже ведет переговоры с клиентами о выполнении заказов на турбины вплоть до 2030 года. Mitsubishi Heavy планирует быстро удвоить свои мощности по производству газовых турбин, но большая часть слотов расписана на 2027 и 2028 годы. Siemens Energy отказалась сообщить конкретные сроки по своему портфелю заказов, но заявила, что турбины — это лишь один из многих элементов, необходимых для строительства газовой электростанции.
«Наращивать объемы не так-то просто», — заявил в интервью Йорн Шмюкер, старший вице-президент Siemens Energy по газовому сервису. «Вся цепочка поставок также изо всех сил пытается успевать».
Кризис с газовыми турбинами Заказы на оборудование для электростанций должны достичь самого высокого уровня за десятилетия и опередить производственные мощности
Куонг Чан Дук является управляющим директором CMIT, которая предоставляет инжиниринговые консультации и услуги управления проектами во Вьетнаме. У него более 20 лет опыта работы в области энергетической инфраструктуры, и он был свидетелем того, как страна справлялась с быстрым ростом спроса на электроэнергию.
«Глобальный дефицит газовых турбин представляет собой значительную и потенциально недооцененную угрозу», — сказал он.
Газовые турбины всасывают воздух, который сжимается при прохождении через серию роторов и лопаток, и это сжатие нагревает его до примерно 500°C. Этот горячий воздух используется для сжигания природного газа, что дополнительно повышает температуру продуктов сгорания примерно до 1500°C. Огромное количество энергии извлекается вращающимися лопатками, которые поддерживают вращение турбины со скоростью более 3000 оборотов в минуту и приводят в действие подключенный генератор.
С 1960-х годов горячий газ, выходящий из этого процесса, часто используется для генерации пара и приведения в действие второй турбины, создавая парогазовый цикл (combined cycle), который более эффективно преобразует топливо в электроэнергию и стал стандартом для крупных электростанций.
Внедрение этой технологии резко возросло в 1990-х годах с дерегуляцией рынка электроэнергии в США. Газовые турбины были предпочтительны из-за скорости монтажа и эффективности, что вызвало ажиотажный спрос на заказы.
Однако этот бум был недолгим, так как цены на газ выросли, и последовавший спад вызвал волну консолидации в отрасли, которая сосредоточила производственные мощности у нынешних трех основных поставщиков. Этот опыт также заставил компании опасаться слишком агрессивного расширения мощностей.
Эта история, наряду с несколькими десятилетиями вялых продаж и стагнации энергопотребления в США и Европе, означала, что поставщики в значительной степени были не готовы, когда потребление электроэнергии ускорилось после пандемии, ознаменовав начало новой гонки за турбинами.
GE Vernova предприняла шаги, чтобы успевать за спросом. В прошлом году компания объявила о планах по расширению производственных мощностей до 70–80 газовых турбин большой мощности (heavy-duty gas turbines) в год, начиная с 2026 года, по сравнению с 55 турбинами. В этом году GE Vernova заявила, что потратит почти 300 миллионов долларов на расширение производства турбин в таких местах, как Южная Каролина и Нью-Йорк.
Японская Mitsubishi Heavy, производитель всего — от военных кораблей до погрузчиков, срочно стремится добавить мощности по производству газовых турбин в ближайшие два года. «Мы работали над увеличением производственных мощностей на 30%, но этого недостаточно», — заявил главный исполнительный директор Эйсаку Ито.
Запланированная электростанция Лонг Ан, всего в 27 километрах от центра Хошимина во Вьетнаме, предназначена для удовлетворения растущего спроса на электроэнергию в быстрорастущей экономике, которая стремится удвоить свои генерирующие мощности к концу десятилетия.
Более 10 лет разработка тормозилась из-за местных споров и медлительных усилий страны по окончательному формированию национальной энергетической политики. Даже сейчас, после получения одобрения от политиков, проект сталкивается с еще одним препятствием на пути к своей цели — начать коммерческую эксплуатацию в 2030 году: поиск газовой турбины.
«Ужесточение глобальной цепочки поставок газовых турбин стало определяющей динамикой», — говорится в заявлении представителя Vinacapital, которой принадлежит проект вместе с GS Energy, отправленном по электронной почте. Хотя застройщик находится на продвинутой стадии процесса выбора поставщика турбин, он еще не подписал никакого обязательного соглашения.
Поставщики «теперь требуют авансовые невозвратные резервные платежи для закрепления производственных слотов — что является заметным отходом от прежних норм закупок», — заявила компания. Другие разработчики, однако, не были столь проактивны.
Вьетнам является одной из стран, наиболее уязвимых к кризису с турбинами. Энергетическая стратегия страны предусматривает строительство как минимум 22 проектов газовых электростанций, включая Лонг Ан, к 2030 году. Планируется, что мощности газовой энергетики за этот период увеличатся примерно в пять раз в попытке помочь заменить уголь. В прошлом году на газ приходилось около 7% выработки электроэнергии.
Согласно опросу Bloomberg News и анализу общедоступной информации, только один проект обеспечил себе обязательный контракт на турбину. Затраты также растут, и в некоторых случаях это может означать, что цены на электроэнергию могут превысить тарифы, которые согласились платить местные коммунальные предприятия, что угрожает сделать проекты нежизнеспособными.
«Производство и поставка газовых турбин требуют длительных сроков», — сказал Дэниел Вальдек, партнер HSF Kramer, специализирующийся на строительных и инженерных спорах. «Влияние этих задержек было особенно острым в Азии». Он добавил, что накопленные задержки могут привести к тому, что разработчики выберут уголь.
Критики использования газа опасаются, что утечки метана — основного компонента природного газа — также могут подорвать его экологические credentials. Фунт за фунт, метан может быть в 80 раз более эффективен для нагрева планеты, чем двуокись углерода.
Даже если утечки можно контролировать, другие критики говорят, что использование газа в качестве «переходного топлива» (bridge fuel) для крупномасштабных инвестиций в газовые электростанции и инфраструктуру закрепляет зависимость стран от ископаемого топлива на десятилетия. Однако кризис с газовыми турбинами показывает, что без газовых электростанций у многих испытывающих нехватку средств стран, включая Вьетнам, практически нет возможности отказаться от угля и поддерживать электроснабжение.
Несмотря на восьмикратный рост спроса за последние два десятилетия, Вьетнам добился почти всеобщего доступа к электроэнергии, питаемой углем, который сейчас является основным источником выбросов CO2 в стране. Были достигнуты ранние успехи в развитии возобновляемых источников энергии, но узкие места в сетях сковывают усилия по ускорению их развертывания.
Если утечки будут сдерживаться, переход с угля на газ поможет сократить углеродный след энергетического сектора страны вдвое. Это одна из причин, почему многие страны Юго-Восточной Азии стремятся добавить газовые мощности, чтобы дополнить свои усилия по установке возобновляемых источников энергии, и поскольку они пытаются закрыть угольные электростанции, на которые приходится около половины генерации электроэнергии в регионе.
Рынок газовых турбин доминируют три глобальные компании: Siemens Energy, GE Vernova и Mitsubishi Heavy.
Новым участникам приходится тратить огромные суммы на создание технологических возможностей для проектирования, производства и обслуживания турбин, которые рассчитаны на десятилетия.
Быстрый рост спроса на газовые турбины создал узкое место и привел к взлету акций этих трех гигантов.
Согласно исследованию, заказанному в июне Азиатской ассоциацией природного газа и энергии (Asia Natural Gas & Energy Association), в которую входят Exxon Mobil Corp. и Chevron Corp., угледобывающие азиатские страны могли бы сократить выбросы в энергетическом секторе как минимум на треть к середине следующего десятилетия за счет расширения использования сжиженного природного газа (СПГ).
Но для этого им придется конкурировать за турбины с развитыми экономиками. Согласно МЭА, потребление в США в 2024 году выросло на 2%, достигнув рекорда после спада годом ранее, и аналогичная картина наблюдается в большинстве развитых экономик, что обусловлено растущим распространением электромобилей, центров обработки данных, кондиционеров и тепловых насосов.
Вычислительная мощность, необходимая для ИИ, «вызвала всплеск спроса на газовые турбины», — сказал Лоренцо Симонелли, главный исполнительный директор американской энергетической технологической компании Baker Hughes Co. Около трети резервирований турбин GE Vernova связаны напрямую или косвенно с ИИ и гиперскалерами (hyperscalers).
Согласно консалтинговой фирме ICF, спрос на электроэнергию в США должен вырасти на 25% к 2030 году, что является разворотом после относительно плоского потребления с 2010 года. Согласно опросу Управления энергетической информации США (EIA) среди строителей и операторов, разработчики планируют построить более 26 гигаватт новых газовых генерирующих мощностей к 2028 году. Это примерно вдвое больше, чем планировалось в 2023 году на следующие три года. По оценкам поставщика данных Wood Mackenzie Ltd., этот наплыв проектов, вероятно, перегрузит цепочки поставок, и некоторые из них могут быть введены в эксплуатацию только в 2030 году или позже.
Германия намерена построить до 20 новых газовых электростанций к 2030 году, в то время как японские коммунальные предприятия также рассматривают планы по строительству новых объектов после того, как правительство пересмотрело свою точку зрения о долгосрочном снижении спроса на электроэнергию. Отчасти это связано с ожидаемым строительством центров обработки данных.
Саудовская Аравия стремится быстро инвестировать миллиарды долларов в добавление газовых электростанций в рамках более широкой стратегии по наращиванию генерации электроэнергии до того, как страна примет Всемирную выставку Экспо-2030.
«Siemens Energy теперь — акция, связанная с ИИ», — заявил в июле Джо Кэзер, председатель компании. «Когда создают инвестиционные фонды для ИИ, там всегда есть компонент из акций Siemens Energy, потому что наши продукты необходимы для этой отрасли».
Коммунальные предприятия в более богатых странах готовы заплатить по крайней мере часть расходов, чтобы ускорить поставку турбин или получить приоритет. «Многие клиенты делают резервирования для будущих заказов, за что они платят взносы», — сказал Кэзер.
Быстрый рост ИИ в США удивил коммунальные предприятия, которые планировали относительно небольшой рост спроса. BloombergNEF прогнозирует, что потребление электроэнергии центрами обработки данных более чем утроится к 2035 году. Согласно МЭА, потребности в электроэнергии для этих объектов составят почти половину роста общего спроса на электроэнергию в период с настоящего момента до 2030 года.
NRG Energy Inc., один из крупнейших производителей электроэнергии в США, подписала сделку с GE Vernova о разработке до 5,4 гигаватт газовых электростанций в период с 2029 по 2032 год. Объявляя о сделке, один из руководителей NRG заявил, что ИИ стимулирует «суперцикл спроса» (demand supercycle) на электроэнергию.
Производители турбин также отдают предпочтение проектам в развитых странах или связанным с энергетическими потребностями крупных компаний из-за сниженных рисков нехватки финансирования или сложных согласований. В августе регулирующие органы Луизианы ускорили утверждение разрешений для Entergy Corp. на строительство трех электростанций на природном газе для питания центра обработки данных площадью 4 миллиона квадратных футов для Meta Platforms Inc.
Помимо доступности, ажиотажный спрос на турбины увеличивает стоимость строительства электростанций. Согласно данным NextEra Energy, крупнейшей коммунальной компании США, новая парогазовая электростанция (combined cycle gas plant) стоила около 800 долларов за киловатт в 2021 году.
«Сейчас это, вероятно, ближе к 2600–2800 долларов», — сообщил инвесторам генеральный директор NextEra Кетчум во время апрельской конференции по результатам квартала. «Газовые электростанции будут вводиться в эксплуатацию по более высокой стоимости, чем возобновляемые источники и накопители. Это потому, что газовые турбины пользуются высоким спросом и их не хватает».
В Европе ситуация схожа. Согласно данным Goldman Sachs Group Inc., спрос на электроэнергию, как ожидается, вырастет впервые за 15 лет. Чтобы избежать нехватки электроэнергии, инвестиции в газовые электростанции и аккумуляторные системы должны составить 500 миллиардов евро (587 миллиардов долларов) до 2030 года, заявил банк. Одни только газовые генерирующие мощности должны вырасти примерно на 9% за этот период.
Китай, крупнейший в мире потребитель электроэнергии, является дикой картой, которая может создать дополнительное давление на производителей турбин. Отечественные энергопроизводители лоббируют, чтобы следующий пятилетний план страны, который будет outlined в 2026 году, санкционировал строительство около 70 гигаватт новых газовых мощностей к концу десятилетия, что примерно равно всей существующей энергосистеме Японии.
И хотя китайские производители доминируют в целых сегментах энергетического машиностроения, компаниям пока не удалось составить конкуренцию нынешним производителям турбин. Представленное в прошлом октябре отечественное предложение, разработанное после многолетних исследований, имело мощность всего 300 мегаватт, что примерно вдвое меньше крупных моделей трех основных поставщиков.
Акции ведущих поставщиков турбин взлетают Акции выросли на фоне растущих заказов на газовые турбины
Данные приведены в процентном выражении по состоянию на 1 апреля 2024 года. Источник: Bloomberg
Mitsubishi Heavy лицензирует технологии для китайской компании для производства оборудования, но жесткая защита интеллектуальной собственности до сих пор помогала существующим производителям защищать свою долю рынка.
Десятилетия консолидации и секретности теперь оставляют трех основных поставщиков турбин — Siemens Energy, GE Vernova и Mitsubishi Heavy — в выгодном положении, чтобы получить прибыльную выгоду от всплеска заказов. По крайней мере, в краткосрочной перспективе, ни у кого нет ресурсов, чтобы посягнуть на их доминирование.
«В этом прелесть нашей отрасли, — сказал Шмюкер из Siemens Energy. — В ней есть сверхвысокие барьеры для входа, потому что разработка газовой турбины стоит огромных денег и требует многолетнего опыта».
Минэнерго РФ видит интерес большого числа генерирующих компаний в участии в новом отборе проектов модернизации тепловой генерации, сообщили ТАСС в пресс-службе министерства.
«Отбор станет более конкурентным, подтверждаем заинтересованность большого числа компаний. Важно отметить, что ключевые изменения коснутся изменения объемов отборов, а не только их ценовых параметров», — говорится в сообщении.
Ранее правительство утвердило новые параметры при отборе проектов модернизации. Срок отбора объектов с запланированным вводом в эксплуатацию в 2029 году был перенесен с 1 на 31 октября текущего года.
В сентябре глава наблюдательного совета ассоциации «Совет производителей энергии» Александра Панина сообщила журналистам, что электроэнергетические компании предложили Минэнерго варианты добавления квот по ТЭЦ в конкурентный отбор проектов модернизации. Отрасль также ждала решения правительства по переносу отбора и корректировке его ценовых параметров.
По ее словам, производители энергии предложили рассмотреть несколько вариантов: выделять квоту на ТЭЦ в определенной пропорции, с использованием специального коэффициента исходя из стоимости мощности или определять квоту решением правительственной комиссии.
Программа модернизации тепловой энергетики предусматривает обновление до 2030 года до 47 ГВт энергомощности в целях замедления темпа старения оборудования и повышения надежности энергоснабжения потребителей. Модернизация мощностей, отобранных в рамках КОММод, финансируется за счет платежей промышленных потребителей.
Правительство РФ утвердило новые параметры отборов проектов модернизации тепловой генерации (тепловых электростанций, ТЭС), говорится в опубликованных постановлениях.
В частности, в рамках «залпового» отбора проектов модернизации с использованием парогазовых установок (ПГУ) российского производства будут выбраны проекты общей мощностью 5 ГВт: с вводом в 2029 г. в целом по стране 1 ГВт, но не более 0,2 ГВт для II ценовой зоны (Сибирь, Дальний Восток), в 2030-2031 гг. — по 2 ГВт, но не более 0,4 ГВт для II ценовой зоны в каждом году.
Общая квота стандартного отбора модернизации с вводами в 2029-2031 гг. снижена до 2 ГВт: с 3,2 ГВт до 1,45 ГВт для I ценовой зоны (европейская часть РФ, Урал) и с 0,8 ГВт до 0,55 ГВт для II ценовой зоны.
Отбор проектов модернизации с вводом в 2029 г. перенесен с 1 на 31 октября 2025 г.
Также правительство определило новые ценовые параметры для проектов модернизации. Для угольной генерации до 90 МВт предельные капзатраты вырастут в 3,4 раза, до 302,9 тыс. руб. за кВт, более 400 МВт — в 4,5 раза, до 243,7 тыс. руб. за кВт. Для объектов мощностью от 90 МВт до 400 МВт расчет капзатрат осуществляется по обновленной формуле, которая также предполагает рост стоимости примерно в 4 раза в зависимости от итоговой мощности.
Для газовой генерации предельные капзатраты увеличены в 2,8 раза: для объектов до 90 МВт — до 124,9 тыс. руб. за кВт, более 300 МВт — до 87,8 тыс. руб. за кВт. Для объектов от 90 до 300 МВт стоимость рассчитывается по формуле в зависимости от итоговой мощности.
В числе прочих решений, правительство также утвердило дополнительную индексацию цен конкурентного отбора мощности на 2025-2026 гг. на 15,16%. Кроме этого определена нормативная база для директивных проектов, когда ответственный за строительство определенного объекта генерации будет отбираться не на конкурсе, а по решению кабмина на основании предложений правкомиссии по электроэнергетике. Предельные капзатраты по таким проектам будут определяться за два месяца до начала поставки мощности.
На данный момент в РФ действуют несколько механизмов финансирования проектов в электроэнергетике за счет платежей крупных промышленных потребителей. В частности, таким образом реализуются проекты строительства и модернизации тепловой генерации, проекты в энергодефицитных районах юга РФ и Сибири, ВИЭ, ряд новых энергоблоков на российских АЭС «Росатома».
Кроме этого функционирует основной рынок мощности, цены на котором складываются в результате ежегодного конкурсного отбора.
Глава правительства РФ Михаил Мишустин 30 сентября подписал два постановления правительства (№ 1504 и № 1505), которые обновляют ценовые параметры отбора проектов модернизации ТЭС (КОММод) и сдвигают очередной конкурс с 1 на 31 октября. Кроме того, кабмином утверждена дополнительная индексация цены конкурентного отбора мощности (КОМ) – с октября текущего года по конец 2026 года ставки будут дополнительно проиндексированы на 15,16%. В том же постановлении прописан механизм реализации «директивных» проектов ТЭС – энергоблоков в дефицитных регионах, где не удалось провести конкурсные отборы и новые мощности строятся по распоряжению правительства.
Как и предполагалось, вышедшие постановления содержат норму об индексации с 1 октября 2025 года цены конкурентного отбора мощности (КОМ) на 15,16%, надбавка будет действовать до конца 2026 года. Здесь же прописаны новые параметры, в том числе ценовые и объёмные, конкурентного отбора мощности ТЭС для модернизации (КОММод), срок ближайшего отбора сдвинут документом с 1 на 31 октября текущего года.
Так, поправочный коэффициент при расчёте стоимости проектов обновления котельного оборудования повышен с 1,2 до 3,11 (для газовых блоков) – 4,81 (для угольных блоков). Предельные капзатраты при модернизации угольных блоков мощностью до 90 МВт выросли с 89,5 тыс. рублей до почти 303 тыс. рублей за 1 кВт установленной мощности, при мощности свыше 400 МВт – с 54 тыс. до 243,7 тыс. рублей за 1 кВт. Максимальные затраты на обновление газовых блоков мощностью до 90 МВт повышены с 45 тыс. до 125 тыс. рублей, свыше 300 МВт – с 31,7 тыс. до 87,8 тыс. рублей за 1 кВт.
Для угольных блоков мощностью 90–400 МВт и газовых на 90–300 МВт предельные капзатраты рассчитываются по формулам. С учётом внесённых постановлением № 1505 изменений, по расчётам «Перетока» для установки на 150 МВт, удельные максимальные расходы на обновление угольной генерации средней мощности повышены с 71,3 тыс. до 272,5 тыс. рублей на 1 кВт установленной мощности, для газовой – с 37,4 тыс. до 103,8 тыс. рублей.
Документы также вносят многочисленные правки в Правила ОРЭМ, в том числе создающие нормативную базу для реализации «директивных» проектов – строительства энергоблоков по решению правительства по фактическим затратам: Минэнерго должно направлять расчёт капзатрат по таким проектам на утверждение правительственной комиссии по развитию электроэнергетики не позднее чем за 70 дней до ввода в эксплуатацию. Методика расчёта цен на мощность и штрафов за просрочку «директивных» проектов утверждена в качестве приложения к постановлению № 1504.
Тем же документом кабмин предписал Федеральной антимонопольной службе при установлении тарифов «Системного оператора» на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению на 2026 год учесть в них расходы на выплату регулятором дивидендов за 2022 и 2023 годы. Кроме того, продлено действие механизма экономии ресурса геноборудования иностранного производства.
Правительство РФ постановлением от 30 сентября 2025 года № 1504 утвердило перенос сроков конкурсного отбора проектов модернизации тепловых электростанций (КОММод) на 2029 год с 1 на 31 октября. Документ опубликован на Официальном интернет-портале правовой информации.
СО ЕЭС сообщил, что актуальная информация о порядке и сроках приема заявок, содержащих технические параметры проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций для участия в отборе, будет опубликована в установленном порядке не позднее 10 октября 2025 года.
В марте правительство России уже сдвигало сроки проведения отбора проектов модернизации ТЭС на 2029 год — с 1 апреля на 1 октября.
Правительство РФ постановлением от 30.09.2025 № 1505 внесло изменения в Правила оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ, утверждены постановлением Правительства РФ от 27.12.2010 № 1172), предусматривающие возобновление действия механизма экономии ресурса газовых турбин до 31 декабря 2026 года. Документ опубликован на Официальном интернет-портале правовой информации.
Перечень генерирующего оборудования, в отношении которого учитывается экономия ресурса работы, должен быть направлен Системному оператора (СО) не позднее 1 октября.
«В соответствии с п.3.2.8 Регламента подачи уведомлений участниками оптового рынка (приложение № 4 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка, далее Регламент) в редакции, утвержденной Наблюдательным советом Ассоциации «НП «Совет рынка» 22.09.2025, уведомления о необходимости экономии ресурса работы генерирующего оборудования и согласии на включение в перечень ЕГО, в отношении которых учитывается экономия ресурса работы, должны быть направлены в АО «СО ЕЭС» в течение 1 (одного) рабочего дня с даты вступления в силу Постановления (не позднее 1 октября 2025 г.)», — сообщил СО.
Перечень энергорайонов, в которых в отношении ГТУ/ПГУ собственниками могут подаваться заявки в ВСВГО для включения в работу с последним приоритетом в октябре 2025 года, будет опубликован оператором не позднее 14 октября 2025 г.
В рамках рабочей поездки в южные регионы страны Сергей Цивилев провел в Симферополе выездное совещание по вопросам подготовки субъектов электроэнергетики и объектов ЖКХ Южного федерального округа к прохождению осенне-зимнего периода 2025-2026 годов. В нем приняли участие представители региональной и федеральной власти, энергетических компаний, а также глава Республики Крым Сергей Аксёнов и губернатор Севастополя Михаил Развожаев.
Как сообщил Глава Республики Крым, в настоящее время готовность субъектов электроэнергетики и объектов ЖКХ региона к эксплуатации в осенне-зимний период составляет около 95%. При этом готовность всех социально значимых объектов, в том числе школ, детских садов и учреждений здравоохранения, близка к 100%.
Глава Минэнерго указал на необходимость своевременного завершения всех подготовительных мероприятий, чтобы гарантировать бесперебойное снабжение населения и промышленности электроэнергией и теплом в холодное время года. Он также поручил провести проверку и анализ достаточности сил и средств для проведения аварийно-восстановительных работ с целью подтверждения готовности региональных системообразующих территориальных сетевых организаций к локализации и ликвидации потенциальных чрезвычайных ситуаций.
Министр подчеркнул, что выполнение мероприятий по снижению рисков нарушения электроснабжения в осенне-зимний период находится на особом контроле Минэнерго.
«Сейчас мы внедряем риск-ориентированный подход: заранее совместно с системообразующими территориальными сетевыми организациями и региональными командами оцениваем все риски по конкретному региону и по каждому из них составляем план работы. Успешная реализация этой методики будет зависеть от объединения наших усилий и слаженной совместной работы», — заключил Сергей Цивилев.
В этой связи Глава энергетического ведомства обратил внимание на необходимость укрепления взаимодействия федеральной и региональной власти. Он напомнил, что в середине сентября в Минэнерго прошел ряд совещаний с профильными министрами Дальневосточного Федерального округа. На них в течение трех дней рассматривались вопросы формирования и корректировки топливно-энергетических балансов (ТЭБ) дальневосточных регионов, на основе которых будут скорректированы ключевые отраслевые документы перспективного планирования.
«Интенсивная работа с коллегами из регионов доказала свою состоятельность и эффективность. По такой же методике мы продолжим взаимодействовать и с профильными министерствами других федеральных округов», — сказал Сергей Цивилев, уточнив, что цикл встреч с отраслевыми представителями всех субъектов РФ планируется завершить до середины ноября 2025 года.
Глава Минэнерго отметил, что сегодня как перед федеральной, так и перед региональной командой стоит ответственная задача — модернизировать систему электроснабжения Российской Федерации, соответствующую всем актуальным вызовам и полностью удовлетворяющую все потребности экономики и населения страны в энергоресурсах.
«Для достижения этой цели мы должны работать как одна большая команда», — призвал Сергей Цивилев.
В числе других тем, который затрагивались на встрече, — дальнейшее развитие энергосистемы Крыма и Севастополя. «Мы приняли ряд решений по запуску в эффективную эксплуатацию имеющихся на полуострове объектов ветряной и солнечной генерации. Также рассматривали вопрос запуска пилотного проекта по установке накопителей энергии на территории Крыма, «Россети» разворачивают здесь программу по установке 100-мегаваттного накопителя энергии. Будем смотреть, насколько эффективно он себя покажет», — рассказал Сергей Цивилев. Кроме того, обсуждалось создание в Крыму научно-производственной площадки в сфере электроэнергетики и вопросы гидроэнергетики — в частности, перспективное строительство гидроаккумулирующих электростанций на территории полуострова.
Отдельное внимание Сергей Цивилев уделил ситуации с обеспечением топливом Севастополя, Крыма и исторических регионов России. Он подчеркнул, что контролирует этот вопрос лично. «К концу октября полностью ликвидируем перебои в поставках топлива. Я взял все вопросы по обеспечению топливом шести субъектов Российской Федерации на личный контроль», — сказал Министр.
В завершение поездки Глава Минэнерго встретился в Анапе с представителями региональной власти Краснодарского края и обсудил с ними актуальные вопросы работы энергокомплекса региона: подготовку к прохождению осенне-зимнего периода, модернизацию генерирующих мощностей, топливообеспечение и строительство накопителей энергии.
В рамках рабочей поездки по Южному федеральному округу Сергей Цивилев провел встречу с губернатором Севастополя Михаилом Развожаевым.
Обсуждались вопросы развития топливно-энергетического комплекса, в том числе строительства второго центра питания — подстанции 330 кВ с питающими ЛЭП 330 кВ, и подстанции 110 кВ «Фиолент».Также речь шла о модернизации Севастопольской ТЭЦ, выделении дополнительного финансирования на поддержку программы догазификации и подготовке к прохождению осенне-зимнего периода 2025-2026 годов.
