Силовой остров

09.09.2025 Эксперт

Дальний Восток — одна из болевых точек на энергетической карте России. Наряду с Сибирью и югом страны Дальневосточный федеральный округ (ДФО) уже в ближайшие годы может столкнуться с дефицитом энергии, если не форсировать процесс создания новых электростанций и линий электропередачи. Недостаток генерации до 2030 года Минвостокразвития оценивает в общей сложности более чем в 5 ГВт. Как будут финансироваться мегастройки на Дальнем Востоке, на которые потребуется не менее полутриллиона рублей, — разбирался «Эксперт».

В последние несколько лет на Дальнем Востоке наблюдались две тенденции: опережающий рост оптовых цен на электричество и такой же быстрый рост потребления — оба показателя сильно обгоняют среднероссийские, напомнил в разговоре с «Экспертом» глава Минвостокразвития Алексей Чекунков. В мае 2025 года вице-премьер, полпред президента в ДФО Юрий Трутнев также указывал, что темпы роста оптовых цен на электричество в вдвое обгоняют средние по стране. По данным Росстата, за последние десять лет этот показатель увеличился на 26%. До 2030 года потребление в ДФО будет прибавлять еще по 5% ежегодно.

Бурный рост энергопотребления связан в первую очередь с развитием дальневосточной промышленности (здесь реализуются такие проекты как судоверфь «Звезда», газопровод «Сила Сибири», Амурский ГПЗ и др.) и транспортной инфраструктуры Восточного полигона железных дорог — БАМа и Транссиба. Благодаря дальневосточной ипотеке в субъектах ДФО развивается жилищное строительство, объемы которого, по словам Алексея Чекункова, выросли втрое за последние шесть лет.

ДФО, таким образом, уже вплотную подошел к точке энергодефицита.

В состав Объединенной энергосистемы (ОЭС) Востока на начало 2025 года входили 39 больших электростанций (5 МВт и более) суммарной мощностью 11,24 ГВт, почти 500 электроподстанций 110–500 кВ и линии электропередачи общей протяженностью 36 488 км, следует из данных диспетчера энергосистемы — компании «Системный оператор». Еще 21 электростанция на 3,17 ГВт и ЛЭП протяженностью более 10 300 км расположены в изолированных энергосистемах, не имеющих связей с «большой землей» через магистральные ЛЭП. К ним относят Чукотский автономный округ, Камчатский край, Сахалинскую и Магаданскую области — у них нет перетоков электричества с Единой энергосистемой (ЕЭС) России. В Дальневосточный округ также входят Бурятия и Забайкалье, которые на энергокарте относятся к ОЭС Сибири. В этих регионах расположены электростанции суммарной мощностью 3,4 ГВт.

В структуре генерирующих мощностей ОЭС Востока около 59% приходится на тепловые электростанции, оставшаяся часть — ГЭС. На изолированных территориях доля тепловых станций составляет 48,7%, гидростанций — 47,9%. Также здесь есть малые атомные (Билибинская АЭС и ПАТЭС «Академик Ломоносов» на Чукотке) и ветряные электростанции.

Энергетика требует средств

В ближайшие пять лет, как следует из Схемы и программы развития электроэнергетических систем (СиПР) на 2025–2030 годы, в Объединенной энергосистеме Востока предстоит построить энергоблоки суммарной мощностью почти в 3 ГВт, включая 1,7 ГВт «зеленой» генерации — солнечных и ветровых электростанций. Потенциальный дефицит электроэнергии на текущий год в ОЭС Востока в документе оценивается в 9,67 млрд кВт•ч с учетом рисков остановки импортного генерирующего оборудования. Он сохранится вплоть до 2030 года, оценка на тот год — 7,78 млрд кВт•ч. Непокрываемый дефицит мощности в южных частях энергосистем Забайкальского края и Бурятии к 2030 году оценивается в документе от 1,1 ГВт до 1,46 ГВт.

Для покрытия дефицита мощности в ОЭС Востока в СиПР предусматривается строительство не менее 233 МВт генерации в Якутии, 445 МВт — в Хабаровском и Приморском краях и новой ЛЭП 500 кВ «Хабаровская — Комсомольская». Дефицит, эквивалентный 520 МВт, предлагается перекрыть за счет возобновляемых источников энергии (ВИЭ), то есть ветряных (ВЭС) и солнечных (СЭС) электростанций на 1,7 ГВт. Это существенно больше недостающей мощности, что связано с особенностями выработки, которая в случае ВИЭ напрямую зависит от погодных факторов. Для сравнения: коэффициент использования установленной мощности (условный КПД или показатель фактической выработки) у атомных станций доходит до 80% против 15–30% у СЭС и ВЭС.

Для покрытия прогнозируемого дефицита электричества на Дальнем Востоке до 2030 года потребуется вложить в энергоинфраструктуру (электростанции, ЛЭП, трансформаторы и проч.) почти полтриллиона рублей, сообщали в конце 2024 года «Ведомости» со ссылкой на материалы «Системного оператора». Материалы также есть у «Эксперта». Из них следует, что строительство объектов ВИЭ-генерации тогда оценивалось в 194 млрд руб., ТЭС — 235 млрд руб., сетей — в 49 млрд руб. В них также сообщается, что уже в 2026 году макрорегиону потребуются экстренные меры в виде ускоренного введения ВИЭ, «аварийного» импорта электроэнергии из Китая, а также размещения мобильных газовых турбин.

По словам Алексея Чекункова, вместе с отраженными в СиПР недостающими 3 ГВт, исходя из дополнительных заявок инвесторов, фактическая общая потребность в новой генерации к 2030 году может превысить 5 ГВт. «Вопрос о том, как ее закрывать, сейчас прорабатываем с Минэком и Минэнерго», — добавил чиновник. В Минэке и Минэнерго на уточняющие вопросы «Эксперта» на момент сдачи журнала в печать не ответили.

Согласно расчетам «Системного оператора», потребление в субъектах ДФО будет расти в 2026–2031 годах среднегодовыми темпами от 1,1% в Магаданской области до 7,2% в Забайкальском крае. В целом Бурятия и Забайкальский край опередят все прочие регионы Дальнего Востока по темпам роста энергопотребления. В первой потребление в 2031 году достигнет 10,4 млрд кВт•ч в год, во втором — 14,7 млрд кВт•ч.

К 2042 году суммарная мощность электростанций в ДФО составит 34,2 ГВт, то есть предстоит построить более 16 ГВт — в 3,5 раза больше мощности самой крупной в стране Ленинградской АЭС. Об этом сообщается в Генсхеме размещения объектов электроэнергетики до 2042 года, утвержденной правительством в конце прошлого года.

Долгая дорога в рынок

Дальний Восток с 2003 года, когда в России заработал оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ), и вплоть до начала 2025 года относился к так называемым неценовым зонам — стоимость электричества для предприятий и других оптовых потребителей здесь регулировалась. В частности, для ее снижения применяется дальневосточная надбавка, составляющая более 30 млрд руб. в год, — доплата со стороны промышленности, расположенной в двух ценовых зонах.

В данном случае речь идет о стоимости электричества только для среднего и крупного бизнеса. За население и приравненные к нему группы потребителей (садовые и дачные товарищества, ТСЖ, гаражные кооперативы и др.) в России также доплачивают оптовые покупатели ценовых зон — в основном промпредприятия и другие энергоемкие объекты. Объем такого перекрестного субсидирования составляет около 300 млрд руб. ежегодно. В результате цена электроэнергии для физлиц в стране складывается ниже экономически обоснованного уровня.

С 2025 года Дальний Восток начали интегрировать в оптовый рынок. На первом этапе по свободным ценам продается только электроэнергия теплоэлектростанций, у ГЭС доля свободно продающейся энергии пока составляет лишь 2,5% и будет постепенно увеличиваться.

Процесс внедрения рыночных механизмов проходит негладко, а порой даже болезненно для реального сектора экономики. Так, в январе «Коммерсантъ» сообщал об опережающем росте оптовых цен на электричество, достигших на РСВ исторического максимума в 3,85 руб. за 1 кВт•ч. В то время как в модельных расчетах регулятора энергорынков «Совета рынка» фигурировала более скромная величина — 1,95 руб./ кВт•ч, что на 15% больше тарифа 2024 года. Представитель «Совета рынка» подтвердил, что максимальное значение индекса РСВ было зафиксировано в январе. Но уже в феврале в ОЭС Востока, по его словам, цена киловатт-часа снизились до 3,2 руб., а в июле — до 2,31 руб. В целом во второй ценовой зоне (ОЭС Востока) в 2025 году сохраняется нисходящая ценовая динамика, отметили в «Совете рынка». По прогнозам регулятора, цена в ДФО в среднем по году составит около 2 руб./кВт•ч.

При этом полная либерализация для ГЭС, по оценкам ассоциации «Сообщество потребителей энергии» (объединяет крупную промышленность), обернется ростом оптовых цен почти в два раза. «На РСВ стоимость будут определять дорогие тепловые станции, что даст возможность ГЭС с дешевой выработкой получить сверхприбыль. Для рынка же это будет ценовым шоком», — пояснил директор ассоциации Валерий Дзюбенко. Он подчеркнул, что цены в ДФО и так выросли примерно на 50% из-за компенсации потребителями угольным ТЭС накопленных в предыдущие годы убытков: одноставочная цена (учитывающая стоимость энергии и мощности) в 2023 году выросла с 1,77 руб. до 2,67 руб./кВт•ч. Проблема заключалась в том, что значительное подорожание угля, который продается по свободным ценам, не было сразу заложено в регулируемый государством энерготариф для ДФО.

В том числе из-за этого фактора ухудшились финансовые показатели крупнейшей на Дальнем Востоке генерирующей компании «РусГидро» (суммарная мощность станций — 38,6 ГВт, включая ГЭС). Убытки за 2024 год составили более 61 млрд руб. на фоне роста других финпоказателей. Так, ее выручка увеличилась к предыдущему году на 13,6%, до 579,8 млрд руб., EBITDA (прибыль до вычета процентов, налогов, амортизации) — на 14,2%, до 150,8 млрд руб.

Гендиректор «РусГидро» Виктор Хмарин в апреле говорил, что компания ведет переговоры с правительством о мерах поддержки: «Есть два варианта. То есть регулировать это либо тарифными источниками, либо субсидировать энергетику», — отмечал он (цитата по ТАСС). Ранее для поддержки компании речь шла о форсировании создания рынка в ДФО за счет полной либерализации цен для ГЭС, заморозки выплат дивидендов компании, фиксации цен на уголь для дальневосточных ТЭС и др.

Отметим, что для поддержки дальневосточной энергетики также рассматривается на уровне кабмина продление нерыночного механизма — дальневосточной надбавки, действие которой истекает в 2028 году.

Как устроены энергорынки в России

В России действуют оптовый и розничный рынки электроэнергии. На первый обязаны выходить электростанции мощностью более 25 МВт. Территория страны разделена на две ценовые зоны (первая — европейская часть России и Урал, вторая — Сибирь и с 1 января 2025 года Дальний Восток), а также неценовую зону (Калининградская область) и технологически изолированные территории. В последних двух тарифы устанавливаются государством, в ценовых — регулируются только тарифы на передачу.

Конечная стоимость киловатт-часа для промышленности складывается из трех составляющих: цены самого электричества (она меняется ежедневно и определяется на РСВ — рынке «на сутки вперед»), стоимости мощности (платы за поддержание электростанций в рабочем состоянии и готовность в любой момент выдать 100% мощности в сеть) и оплаты за передачу по электросетям.

На розничном рынке продается электроэнергия, купленная на ОРЭМ либо напрямую у производителей. Участниками розничного рынка, помимо небольших электростанций, являются сбытовые организации, гарантирующие поставщики, исполнители коммунальных услуг, а также сети и потребители (исключая население). Цена устанавливается в рамках прямых договоров с энергосбытовыми организациями и гарантирующими поставщиками и зависит от целого ряда факторов (графика потребления, максимальной мощности, выбранной ценовой категории, тарифов на передачу, уровня тарифного напряжения и проч.).

Между дефицитом и господдержкой

Основной вопрос, над которым сейчас бьются совместно власти и бизнес, — финансирование новых энергообъектов в ДФО.

Необходим механизм, который не только гарантированно обеспечит их окупаемость (при все еще высокой ключевой ставке), но и не вызовет при этом взрывного роста цен для промышленности и других потребителей оптового рынка

На горизонте 2030 года пока ясна картина со строительством на Дальнем Востоке ВЭС и СЭС. Они будут финансироваться по аналогии с механизмом ДПМ — договоров на поставку мощности (гарантируют возврат инвестиций в течение 15 лет за счет доплаты потребителей оптового энергорынка). В июле дополнительный конкурсный отбор прошли 45 «зеленых» проектов суммарной мощностью 1,56 ГВт с вводом в 2026–2028 годах. Они будут построены в Амурской области, Еврейской АО и Хабаровском крае, восточнее контролируемого сечения «ОЭС-Запад Амурэнерго» и западнее сечения «Переход через Амур».

Директор Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ Сергей Сасим отметил, что высокая закредитованность энергокомпаний и дорогое заемное финансирование осложняют реализацию технических решений, предлагаемых «Системным оператором». Так, у «РусГидро», указывает он, соотношение долга к EBITDA — уже около 4 и имеет тенденцию к росту. Очевидно, что заложенные финансовые параметры делают проекты строительства генерации для компании инвестиционно непривлекательными, констатировал он.

Практика конкурсных отборов, по словам эксперта, вызывает тревогу и ставит под сомнение изначальные оценки капзатрат на дальневосточные энергостройки. «Все чаще мы видим примеры срыва конкурсов (в рамках которых выбираются проекты с наименьшим CAPEX. — „Эксперт“) и переход к практике строительства по фактическим затратам», — отметил Сергей Сасим. Он также обратил внимание на большой разлет в размере капзатрат по технологически сопоставимым проектам в ДФО — вплоть до семи раз. Так, предельные затраты в рамках конкурса строительства электростанций в Приморском крае, параметры которого были утверждены правительством в начале июля, составили 183 млн руб. за 1 МВт установленной мощности, в Хабаровском крае — 753 млн руб. за 1 МВт. При этом максимальный CAPEX в Якутии в рамках конкурентного отбора мощности новой генерации (КОМ НГ; аналог программы ДПМ) — 1,24 млрд руб./МВт. Таких различий предельных капзатрат в Генсхеме-2042 не наблюдается, констатировал Сергей Сасим. Отметим, что конкурсный отбор на строительство новых энергоблоков в ОЭС Востока (Приморском и Хабаровском краях), который проводили в августе, признали несостоявшимся из-за отсутствия желающих участвовать — на него от инвесторов не поступило ни одной заявки.

Еще одной проблемой, по его мнению, может стать отсутствие возможности обеспечить топливом мобильные газовые установки, которые «Системный оператор» предлагает использовать в качестве краткосрочной меры по ликвидации энергодефицита в ДФО.

Эксперт по электроэнергетике Кирилл Родионов считает наиболее целесообразным развивать на Дальнем Востоке три вида генерации: газовые ТЭС, а также ВЭС и СЭС. Строительство морских ветряков вдоль побережья Дальнего Востока, по его словам, можно будет частично монетизировать за счет экспорта электроэнергии в Китай, попутно снабжая электричеством дальневосточные регионы. Привлечь партнеров из КНР, по мнению Кирилла Родионова, также можно и к поставке оборудования для ветряных и солнечных станций, что позволит снизить CAPEX проектов.

Строительство АЭС на Дальнем Востоке, полагает Кирилл Родионов, может быть осложнено их высокой капиталоемкостью. «Не нужно забывать о заявленных „Росатомом“ больших новых зарубежных проектах: атомной станции в Казахстане и двух (малой и большой) — в Узбекистане. На эти проекты суммарно потребуется порядка $30 млрд, что будет существенно влиять на возможности параллельно финансировать стройки в России», — добавил он.

К выбору конкретных типов генерации для обеспечения растущих потребностей промышленности и населения нужно подходить взвешенно с учетом минимизации затрат на производство энергии и ее конечной стоимости для потребителей, а также минимизации экологического ущерба, сказал Алексей Чекунков.

Глава Минвостокразвития подчеркнул, что, поскольку гарантированных источников финансирования дальневосточных энергостроек пока нет, нужен «элемент плановой экономики»: «Грамотное планирование и частичное госфинансирование — единственный способ обеспечить нерыночную цену»

В то же время чиновник признал, что форсировать рыночное ценообразование в ДФО — все равно что «ударить лопатой по голове» экономику макрорегиона.

Директор департамента энергетики компании «Рексофт» Сергей Черепов полагает, что властям придется предусмотреть комплекс мер господдержки: целевой КОМ НГ (ДПМ) под Дальний Восток, софинансирование строительства сетей и точечные тарифные компенсации для значимых категорий потребителей.

В целом переход Дальнего Востока на рыночные принципы ценообразования Сергей Сасим считает правильным. На первом этапе будет наблюдаться заметный рост цен, признал он. Но его будут сдерживать переходные механизмы ценообразования. Порядка 35% одноставочной цены формируется за счет продажи электроэнергии от ГЭС, выработка которой на 97,5% регулируется (по свободным ценам продается лишь 2,5%. — «Эксперт»), пояснил Сергей Сасим. Он также напомнил, что на Дальнем Востоке применяется механизм сглаживания цен, исключающий при маржинальном ценообразовании особо дорогие станции.

Представитель «Совета рынка» заявил «Эксперту», что регулятор поддерживает предложения, направленные на внедрение конкурентных рыночных механизмов и выступает против продления действия дальневосточной надбавки. «В части поддержки „РусГидро“ „Совет рынка“ считает необходимым постепенное движение к свободному рыночному ценообразованию, в частности к увеличению доли свободной продажи электроэнергии ГЭС. При этом мы понимаем, что такие решения могут привести к заметному росту цен, поэтому регуляторам необходимо тщательно подойти к выбору темпов либерализации», — добавил он.

Сколько электричества производится в РФ

По данным «Системного оператора», на 1 января 2025 года общая установленная мощность электростанций энергосистемы составила 269,1 ГВт, в том числе в ЕЭС России — 263,7 ГВт и 5,4 ГВт — на изолированных территориях. В 2024 году в энергосистеме России, включая изолированные территории, введено 1,74 ГВт новых мощностей. Выработка к предыдущему году выросла на 2,9%, потребление — на 3,1%.

09.09.2025 РАО ЭС Востока

Энергетики Хабаровской ремонтно-монтажной компании завершили основной этап ремонтной кампании Владивостокской ТЭЦ-2, выполнены работы, необходимые для начала теплоснабжения города. Цель ремонтной кампании — подготовить ТЭЦ к осенне-зимнему периоду 2025-2026 годов и обеспечить надежную работу энергооборудования в условиях зимних пиковых нагрузок.

Особое внимание в ходе текущих работ уделяется котельному оборудованию: завершен ремонт котлов № 6, 8 и 10, а сейчас специалисты работают на котлах № 9, 13 и 14.

Энергетики полностью завершили работы на турбинах № 3, 4 и 6, которые теперь готовы к эксплуатации. В перечень выполненных задач вошли ремонт трубопроводов, паропроводов, подогревателей высокого и низкого давления, а также замена многочисленных участков и гибов на трубопроводах. Все эти мероприятия необходимы для обеспечения эффективной и бесперебойной работы критически важного оборудования.

Плановое завершение всех ремонтов позволит повысить надежность и производительность станции, гарантируя стабильное теплоснабжение потребителей Владивостока в предстоящую зиму.

Напомним, что Хабаровская ремонтно-монтажная компания также осуществляет на Владивостокской ТЭЦ-2 заключительный этап инвестпроекта по техническому перевооружению системы транспортировки тепловой энергии. Производится замена Голдобинского и Фадеевского коллекторов общей протяженностью 980 метров. На данный момент завершены основные работы на Фадеевской ветке, и она введена в эксплуатацию.

09.09.2025 Т Плюс

«Т Плюс» по графику завершила средний ремонт котлоагрегата и турбины второго энергоблока Ижевской ТЭЦ-2, повысив надёжность и эффективность работы крупнейшего теплоисточника города.

В рамках ремонта, стартовавшего в мае, специалисты выполнили на паровом котле и турбоагрегате необходимые регламентные мероприятия, заменили отработавшие свой ресурс элементы. Также котёл и несколько важных узлов оборудования турбины (трубопровод основного конденсата, трубопроводы отбора пара и подогреватель высокого давления) прошли экспертизу промышленной безопасности.

Помимо увеличения надёжности второго энергоблока, ремонт позволил снизить расход топлива, а также расход электроэнергии на собственные нужды станции.

После окончания работ и успешных испытаний котёл и турбина вновь введены в состав действующего оборудования ТЭЦ-2.

В целом в рамках подготовки к отопительному сезону 2025/26 на станции завершена большая часть плановых ремонтов генерирующих мощностей. Ремонтная кампания идёт по графику. Он разработан таким образом, что позволяет сохранять непрерывность энергопроизводства и выполнять все обязательства «Т Плюс» по обеспечению жителей тепловой и электрической энергией.

09.09.2025 Форвард Энерго

Станьте участником Форума поставщиков ПАО «Форвард Энерго»!

Дата и время мероприятия: 30 октября 2025 г. с 09:30 до 18:30 мск.

Место проведения: Москва, Пресненская набережная, 2, Novotel Moscow City.

ПАО «Форвард Энерго» является​ ведущей российской компанией в области экологически чистой энергетики, обеспечивающей своих потребителей электроэнергией и теплом. В своей деятельности мы руководствуемся принципами объективности и равенства возможностей, соответствия законодательству, а также передовым стандартам в области закупочной деятельности. Мы стремимся к непрерывному улучшению и повышению эффективности закупочной деятельности. С целью получения обратной связи от наших действующих и потенциальных контрагентов группа ПАО «Форвард Энерго», в которую в том числе входят УК «Ветроэнергетика», ООО «Проекты зеленой энергетики», ООО «Ветропарки ФРВ», АО «УТСК», АО «ЧЭР», совместные предприятия АО «УСТЭК-Челябинск», АО «УСТЭК» и АО «УЭС», проводит регулярные встречи с участниками рынка.

Приглашаем принять участие в Форуме поставщиков группы ПАО «Форвард Энерго», который состоится 30 октября 2025 года в г. Москве в «Novotel Москва-Сити».
Ключевые вопросы в области традиционной энергетики, которые планируются к обсуждению на Форуме, связаны с ремонтом и техническим обслуживанием оборудования (включая обратный инжиниринг, производство и поставку запасных частей, разработку ремонтной документации, услуги шеф-надзора и технической поддержки), выполнением комплекса проектных и строительно-монтажных работ по возведению/реконструкции объектов генерации и тепловых сетей. Отдельный блок для обсуждения — вопросы сервисного обслуживания газовых турбин, а также различные мероприятия по сопровождению АСУ ТП и цифровизации бизнес-процессов с использованием опыта и существующих наработок отечественных предприятий.
Помимо традиционной энергетики, одним из основных направлений деятельности для нас сегодня является реализация программы ДПМ ВИЭ 2.0 с учётом обеспечения требований по локализации производства необходимого оборудования. В рамках данной программы планируется строительство ветропарков общей мощностью ~3 ГВт, также реализуются мероприятия по производству и вводу в эксплуатацию завода по производству компонентов для ветроэнергетических установок.

Форум поставщиков будет проводиться в режиме открытого диалога, который позволит совместно рассмотреть и обсудить ключевые аспекты, связанные с закупочной деятельностью, а также выработать направления для оптимизации процессов взаимного сотрудничества. Надеемся, что на мероприятии мы сможем в том числе обсудить предлагаемые вами решения в указанных областях и ответить на возникающие вопросы.

В случае вашей заинтересованности в участии в Форуме поставщиков, в срок до 20 октября 2025 г. заполните и направьте на электронную почту forum@frwd.energy контактную информацию участника, а также вопросы, которые вы хотели бы обсудить в ходе мероприятия: заявка.

Ознакомьтесь с программой форума.

Участие бесплатное.

Учитывая ограниченное количество мест, просим направлять на данное мероприятие не более двух представителей. Представителям, прибывающим на мероприятие, необходимо иметь при себе документ, удостоверяющий личность.

Ваше участие очень важно для нас! До скорой встречи!

Контакты для дополнительных вопросов:

Наталия Юровская +7 (985) 153-25-41
Елена Проскурякова +7 (915) 238-40-71

forum@frwd.energy

09.09.2025 Коммерсант

В регионе отказались от масштабных проектов в сфере альтернативной энергетики.

Как стало известно «Ъ-Черноземье», компания «Альтэнерго» (входит в подконтрольный «Русагро» холдинг «Агро-Белогорье») отказалась от реализации амбициозной программы по строительству в Белгородской области более 150 биогазовых электростанций стоимостью порядка 250 млрд руб. Была построена только одна пилотная станция. Проекты в сфере солнечной и ветряной генерации компания тоже постепенно сворачивает. Эксперты считают, что особенности законодательства и отсутствие интереса к «зеленой» энергетике со стороны местных и федеральных властей сдерживают «богатый потенциал» региона в сфере биоэнергетики, притом что другие возобновляемые источники малоэффективны в этой местности.

Как рассказал «Ъ-Черноземье» генеральный директор ООО «Альтэнерго» Виктор Филатов, решение о закрытии проекта строительства биогазовых станций было принято в связи с «невозможностью реализовать его в текущих условиях». «Введение санкций увеличило стоимость оригинального оборудования в разы, а китайские аналоги имеют меньше часов наработки по сравнению с оригинальными,— поясняет господин Филатов.— При этом высокие ставки по кредитам и отсутствие программ субсидирования проектов на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) сделало реализацию проекта на данный момент невозможной». По его словам, стоимость такого проекта сейчас может составить порядка 250 млрд руб.

Другие проекты компании — солнечный парк и ветряная электростанция, построенные в 2010 году,— тоже завершают свою деятельность. Пять ветрогенераторов общей мощностью 100 кВт компания продала дагестанской компании три года назад (юрлицо не разглашается). По словам господина Филатова, решение было принято после того, как у установки закончился эксплуатационный срок и затраты на обслуживание значительно выросли, приводя компанию к убыткам. Кроме того, он отметил, что в Белгородской области неподходящие погодные условия для использования ветроустановок. Срок эксплуатации еще одного объекта — солнечного парка — истекает 1 октября 2025 года. Господин Филатов подчеркнул, что дальнейшая судьба парка пока решается: «Мы делаем диагностику и по результатам обследования будем решать, как долго панели еще смогут проработать. Возможно, в дальнейшем их заменим на более современные».

Господин Филатов пояснил, что серьезное влияние на проекты компании также оказало законодательное ограничение сетей на приобретение альтернативной энергии в объеме не более 5% от общих сетевых потерь, которое создает проблемы при сбыте полученной энергии. Он подчеркнул, что Белгородская область обладает большим сырьевым потенциалом для биогазовых станций и в случае поддержки со стороны регионального и федерального правительств компания будет готова вернуться к проекту.

Изначально планы строительства 154 биогазовых электростанций в Белгородской области суммарной мощностью 223 МВт заявлялись компанией в 2014 году. Тогда речь шла об инвестициях в $1,8 млрд (64,8 млрд руб. на тот момент). Станции планировалось расположить в сельской местности вблизи крупных сельхозпроизводителей, которые могли предоставлять сырье — отходы животноводства от любого вида скота. По словам господина Филатова, разработанная программа была утверждена постановлением губернатора Белгородской области (на тот момент им был Евгений Савченко), однако затем влияние санкций и недостаток господдержки помешали реализации проекта.

При этом единственная построенная компанией в 2012 году биогазовая станция «Лучки» в Прохоровском районе области на 2,4 МВт была модернизирована в 2015 году до 3,6 МВт.

По данным Rusprofile, ООО «Альтэнерго» зарегистрировано в Белгороде в 2009 году. Основной вид деятельности — производство электроэнергии, получаемой из ВИЭ, включая выработанную солнечными, ветровыми, геотермальными электростанциями, в том числе деятельность по обеспечению их работоспособности. Уставный капитал — 100 тыс. руб. Гендиректор — Виктор Филатов. 50% компании принадлежит Денису (Викторовичу) Филатову, еще 49% — ГК «Русагро» через ООО «ГК Агро-Белогорье», 1% — Людмиле Сергуновой через саратовское ООО «Деус». Выручка компании в 2024 году составила 255,5 млн руб., чистая прибыль — 58,6 млн руб. По собственным данным, в числе действующих проектов «Альтэнерго» — крупнейшая по мощности в РФ биогазовая станция «Лучки» в Прохоровском районе Белгородской области мощностью 3,6 МВт и солнечный парк в том же районе на 1 320 модулей суммарной мощностью 100 кВт.

На сегодняшний день в Черноземье, помимо «Лучков», построено две биогазовые станции. Одна из них — «Бойцуры» в одноименном селе Белгородской области мощностью 1 МВт — принадлежит ООО «Русьстройинвест» (учредители Юлиания Делава и Светлана Лукина). В качестве сырья на станции используются отходы свиноферм. Еще одна станция «Ворошнево» мощностью 1 МВт, которая перерабатывает смеси ила очистных сооружений и кукурузного силоса в биогаз, принадлежит ООО «Энергопарк» местной предпринимательницы Ольги Фоминой. Станция не работает с 2023 года по решению суда по иску комитета природных ресурсов Курской области о приостановлении деятельности в связи с отсутствием необходимых лицензий.

Обе они возведены белгородским ООО «Трансутилизация», планирующим строительство за 1 млрд руб. биогазовой станции на 3 МВт в Тамбовской области.

По данным Росстата, в 2024 году Белгородская область стала лидером РФ по производству скота и птицы на убой в живом весе (1,8 млн т), на втором и третьем месте — Воронежская и Курская области с результатами 680,7 тыс. т и 666,8 тыс. т соответственно. В Тамбовской области было произведено 653,4 тыс. т, в Липецкой — 415,9 тыс. т, в Орловской — 367,6 тыс. т. Данных по объему производства в Черноземье отходов животноводства, пригодных для переработки на биогазовых станциях, найти в открытом доступе «Ъ-Черноземье» не удалось.

Генеральный директор московского ОАО «Региональная энергетическая компания» (занимается торговлей электроэнергией, реализует комплексные решения в традиционной и альтернативной энергетике) Алексей Орехов считает, что ключевая проблема в использовании отходов животноводства для производства альтернативной энергии заключается в правовом регулировании.

«В законодательстве утилизация отходов разрешена только через ветеринарно-санитарные заводы. Возникает тонкая грань: часть отходов, пока они не признаны отходами, по документам считаются продуктом, требующим реализации и учета. Собственники часто не хотят признавать свои остатки отходами, чтобы избежать объемной документации и отчетности. Это сформировало целый клубок неразрешенных вопросов. Сама технология биогазовой переработки обладает большим потенциалом: она позволяет утилизировать отходы, производить энергию и получать ценное удобрение. Однако без четкого регулирования статуса сырья потенциал не может быть реализован в полной мере»,— пояснил эксперт.

Он добавил, что дополнительным барьером для развития биогазовых станций остается высокая стоимость оборудования, которое в России не производится из-за отсутствия широкого рынка.

Коммерческий директор ООО «Трансутилизация» Константин Присухин (ранее работал в «Альтэнерго») подтвердил системные трудности в реализации проектов в сфере альтернативной энергетики: «Капитальные затраты при строительстве биогазовых станций несильно выше, чем при возведении электростанций на природном газе или угле. Однако сложность заключается в нехватке господдержки, хотя во всем мире проекты возобновляемой энергии субсидируются. В России при этом сдерживающим фактором становятся ограничения у сетевых компаний по объему приобретения «зеленой» энергии на розничном рынке. Ситуацию могло бы изменить государственное стимулирование сельхозкомпаний к экологичной переработке отходов. Это бы создало устойчивый интерес со стороны агрохолдингов к строительству биогазовых станций».

При этом господин Присухин пояснил, что «Трансутилизация» реализует проекты биогазовых станций с использованием российского и китайского оборудования, что позволяет обойти проблему возросшей стоимости европейских комплектующих.

09.09.2025 Прайм

Правительство утвердило новый срок завершения строительства Каширской ГРЭС на 2030 год.

Кабмин РФ утвердил новый срок завершения строительства Каширской ГРЭС в Московской области на 2030 год, а также и сроки создания других электростанций, следует из опубликованного комплексного плана развития инфраструктуры до 2036 года.

В документе также указаны новые сроки конца строительства Загорской ГАЭС-2 («Русгидро») — 2028 год, Харанорской ГРЭС («Интер РАО») — 2029 год, Свободненской ТЭС («Газпром энергохолдинг») — 2029 год, Таврической ТЭС («Технопромэкспорт») — 2030 год, Нерюнгринской ГРЭС («Русгидро») — 2027 год и Новочеркасской ГРЭС («Газпром энергохолдинг») — 2028 год.

Проект строительства парогазового оборудования мощностью 900 МВт на Каширской ГРЭС «Интер РАО» в Московской области был отобран для участия в программе модернизации ТЭС в рамках квоты, выделенной для проектов с использованием инновационных образцов энергетического оборудования. Затем в план включили постройку еще одного энергоблока мощностью 450 МВт.

В свою очередь член правления «Русгидро» Николай Карпухин говорил, что ввод в эксплуатацию Загорской ГАЭС-2 запланирован на 2028 год, в октябре этого года будут закончено выравнивание здания объекта.

В 2013 году на строившейся в Московской области Загорской ГАЭС-2 произошла авария — здание осело из-за размытого грунта. В результате машинный зал и прилегающие территории были затоплены.

«Русгидро» в письме первого замглавы Романа Бердникова предлагало перенести сроки ввода двух новых энергоблоков на Нерюнгринской ГРЭС на 2028 и 2029 года из-за задержек поставки оборудования. Тогда Системный оператор Единой энергосистемы (СО ЕЭС) не поддержал эту просьбу.

09.09.2025 Энергетика и промышленность России

Комиссия по газовым турбинам РАН, АО «ВТИ» совместно с ООО «ТСЗП» проведут 72-ю Научно-техническую сессию по проблемам газовых турбин на тему «Научно-технические проблемы полной локализации, проектирования, производства и технического обслуживания стационарных газотурбинных установок в РФ». Участники сессии обсудят пути создания современных мощных газовых турбин на отечественных предприятиях, сообщили организаторы.

Перед экспертами будут поставлены вопросы инновационных разработок в газотурбинной отрасли, научно-технические решения по оптимальным схемам, параметрам и материалам современных газотурбинных и парогазовых установок. На мероприятии будут также обсуждаться вопросы модернизации уже эксплуатируемых установок, а также перспективы развития технологий газотермического напыления и лазерной наплавки, играющих ключевую роль в ремонте и улучшении деталей и узлов оборудования ведущих отраслей промышленности.

Одновременно с научно-технической сессией пройдёт II Научно-техническая конференция «Перспективные направления развития технологий газотермического напыления и лазерной наплавки» в очном формате.

Она будет посвящена возрождению, проектированию, разработке, а также возможности создания современных перспективных газовых турбин большой мощности на отечественных предприятиях. Планируется обсуждение роли государства в поддержке технологического перевооружения и ускоренного внедрения результатов исследований, объединяющих усилия науки и промышленности для развития отечественной энергетики и технологической независимости.

В рамках мероприятия также пройдут пленарные и секционные заседания, будут представлены доклады, презентации исследований, и организована экскурсия на производственные площадки ООО «ТСЗП» в г. Щербинка.

Организаторы отмечают, что к участию приглашены сотрудники научно-исследовательских институтов и профильных ВУЗов, представители проектных организаций и крупных промышленных предприятий, специализирующихся на разработке, производстве и эксплуатации газотурбинного оборудования.

Подробнее можно узнать в карточке мероприятия на нашем сайте.

09.09.2025 BigpowerNews

Ред: исправлена неточность в значении общего прироста установленной мощности.

Правительство РФ распоряжением № 2365−р от 29 августа 2025 года утвердило Комплексный план развития транспортной, энергетической, телекоммуникационной, социальной и иной инфраструктуры на период до 2036 года.

Документ, разработанный во исполнение Указа Президента № 309 от 7 мая 2024 года «О национальных целях развития Российской Федерации», содержит перечень ключевых инфраструктурных проектов, необходимых для достижения национальных целей.

В части развития энергетической инфраструктуры, план предусматривает реализацию проектов, которые обеспечат прирост установленной мощности объектов генерации в период с 2025 по 2036 год в объеме 19 968 МВт. Распределение по годам выглядит следующим образом: 2025 г. – 2674 МВт, 2026 г. – 596 МВт, 2028 г. – 3227 МВт, 2029 г. – 1370 МВт. В том числе в период с 2031 г по 2036 г планируется ввод мощностей в объеме 8 850 МВт.

При этом документ утверждает новые сроки завершения сооружения ряда генерирующих объектов. В частности, срок завершения строительства Каширской ГРЭС в Московской области (исполнитель – АО «Интер РАО — Электрогенерация») перенесен на 2030 год. Также указаны новые сроки конца строительства Загорской ГАЭС–2 («РусГидро») – 2028 год, Харанорской ГРЭС («Интер РАО») – 2029 год, Свободненской ТЭС («Газпром энергохолдинг») – 2029 год, Таврической ТЭС («Технопромэкспорт») – 2030 год, Нерюнгринской ГРЭС («РусГидро») – 2027 год и Новочеркасской ГРЭС («Газпром энергохолдинг») – 2028 год.

Таже планируется построить и реконструировать 812 подстанций и 13 высоковольтных линий электропередачи различного класса напряжения.

Минэкономразвития России поручено обеспечить разработку и утверждение порядка мониторинга реализации комплексного плана до 1 февраля 2026 года, а также ежегодно, до 1 июня, представлять в Правительство доклад о ходе его выполнения.

09.09.2025 Минэнерго Республики Казахстан

В своём Послании народу Казахстана Глава государства подчеркнул, что с учётом значительных запасов качественного угля в стране особое внимание должно быть уделено развитию угольной энергетики с применением передовых и экологичных технологий.

В рамках заседания Правительства Министр энергетики Ерлан Аккенженов представил планы по реализации данной задачи. Он отметил, что в условиях глобального тренда на декарбонизацию и в соответствии с национальным курсом на снижение углеродного следа, Казахстан делает ставку на технологии «чистого угля».

На сегодняшний день подтверждённые запасы энергетического угля в стране составляют 33,6 млрд тонн. В этих условиях полный отказ от угольной генерации в ближайшей перспективе экономически нецелесообразен. Вместо этого будет реализован подход, позволяющий обеспечить экологическую безопасность за счёт использования передовых технологий.

«В этой связи, строительство новых, а также модернизация действующих угольных станций будет базироваться на технологиях чистого угля, соответствующих экологическим требованиям и нормам с минимальным воздействием на экологию. Ярким примером таких проектов являются ТЭЦ, которые планируется реализовать в городах Кокшетау, Семей и Усть-Каменогорск, а также крупных электростанций в городах Курчатов и Экибастуз», — сказал Ерлан Аккенженов.

Применение технологий «чистого угля» обеспечит соответствие экологическим стандартам, снизит воздействие на окружающую среду и повысит эффективность угольной генерации, сохраняя при этом доступность электроэнергии для потребителей.