Силовой остров

22.09.2025 Интерфакс

Сибирская генерирующая компания (СГК) увеличила оценку модернизации Приморской ГРЭС в рамках федеральной программы КОММод до 70 млрд рублей, сообщил 22 сентября гендиректор «Кузбассэнерго» (входит в СГК) Виктор Лариошкин.

В конце 2024 года он говорил, что стоимость модернизацию Приморской ГРЭС оценивается в 60 млрд рублей. Таким образом, показатель вырос почти на 17%. Увеличение связано с удорожанием работ, материалов и оборудования, а также дефицитом кадров на рынке труда.

Кроме того, по словам г-на Лариошкина, компания ежегодно вкладывает из собственных средств около 7 млрд рублей в крупномасштабные ремонты за рамками КОММод. С учётом того, что модернизация станции ведётся с 2023 года, а завершить её планируется в 2027 году, всего за рамками ДПМ будет вложено ещё около 35 млрд рублей.

«Например, меняем турбину (по программе КОММод – ред.), а к ней (вне КОММод – ред.) меняем баковое хозяйство и другое вспомогательное оборудование. Наша цель – сделать станцию работоспособной», – отметил г-н Лариошкин.

По его словам, первые результаты модернизации уже имеются. «В январе – феврале 2025 года Приморская ГРЭС после завершения модернизации четырёх энергоблоков (№1, №8, №9 и №5) суммарной мощностью около 750 МВт впервые взяла нагрузку более 1,2 тыс. МВт, хотя в последние годы нагрузку больше 600 МВт не могла взять», – подчеркнул он.

Гендиректор напомнил, что «на момент приобретения компанией СГК Приморская ГРЭС была в очень тяжёлом состоянии». «Не то что оборудование, а здания и сооружения уже рассыпались. В программу КОММод попали все девять энергоблоков станции (четыре – по 100 МВт, пять – по 200 МВт), ж/д хозяйство, здания и сооружения», – напомнил Виктор Лариошкин.

В настоящее время завершается модернизация энергоблоков №3 и №6, их планируется ввести в эксплуатацию до конца текущего года. На блоке №7 больше всего мероприятий «и по охвату оборудования, и в части физических объёмов», его планируется модернизировать в 2026 году и ввести к началу следующего отопительного сезона. На 2027 год намечены работы на оставшихся энергоблоках №2 и №4.

Кроме того, СГК сохраняет планы строительства на Приморской ГРЭС новых энергоблоков. В настоящее время по заданию компании проектные организации просчитывают несколько вариантов строительства, в том числе с оснащением новых блоков китайским оборудованием.

Изначально СГК оценивала стоимость проекта реконструкции Приморской ГРЭС в 28 млрд рублей. Предполагалось, что суммарно будут модернизированы 745 МВт – около половины установленной мощности станции. Правительственная комиссия по вопросам развития электроэнергетики в 2022 году одобрила состав работ по модернизации Приморской ГРЭС для энергоснабжения Восточного полигона РЖД. По данным СГК, к настоящему времени в модернизацию станции уже вложено более 37 млрд рублей.

«Кузбассэнерго», подконтрольное СГК, объединяет две угольные электростанции, одну пиковую газотурбинную станцию и одно теплосетевое предприятие в Кемеровской области, крупнейшую угольную электростанцию в РФ – Рефтинскую ГРЭС (Свердловская область), а также Приморскую ГРЭС. Кроме того, компания управляет ещё тремя угольными теплостанциями в Кемерово.

Приморская ГРЭС, согласно информации на сайте СГК, – одна из крупнейших тепловых электростанций на Дальнем Востоке. Расположена в Приморском крае, осуществляет комбинированную выработку электроэнергии и тепла. Всего у станции девять энергоблоков, её установленная тепловая мощность – 237 Гкал•ч, электрическая – 1 467 МВт. Она обеспечивает около 50% потребностей Приморского края в электроэнергии.

22.09.2025 Интерфакс

Сибирская генерирующая компания (СГК) приступит к модернизации энергоблока №1 мощностью 300 МВт на Рефтинской ГРЭС в рамках федеральной программы КОММод в первом квартале 2026 года при условии, что «Силовые машины» в срок поставят турбину, сообщил 22 сентября на пресс-конференции гендиректор «Кузбассэнерго» (входит в СГК) Виктор Лариошкин.

«По Рефтинской ГРЭС у нас уже два года срыв сроков по поставке турбины», – подчеркнул он. Глава «Кузбассэнерго» также добавил, что начало модернизации блока №4 Рефтинской ГРЭС намечено на первый квартал 2027 года.

В мае правительство РФ перенесло сроки ввода 14 проектов модернизации ТЭС. В частности, для Рефтинской ГРЭС сроки сдвинуты с января 2027 года на июль 2028 года. По словам Виктора Лариошкина, стоимость модернизации двух энергоблоков составит около 10 млрд рублей. В конце года он оценивал модернизацию блока №1 в 4,5 млрд рублей, блока №4 – примерно в 5 млрд рублей.

В конце 2025 года СГК рассчитывает подавать на КОММод проекты реконструкции других энергоблоков Рефтинской ГРЭС.

Рефтинская ГРЭС введена в эксплуатацию в 1970 году, это крупная тепловая угольная электростанция с установленной мощностью 3,8 ГВт. Она вырабатывает 40% электроэнергии Свердловской области, а также обеспечивает потребителей в Тюменской и Челябинской областях, Пермском крае. В составе ГРЭС находятся четыре блока по 500 МВт и шесть блоков по 300 МВт. Станция была куплена СГК в 2020 году.

«Кузбассэнерго», подконтрольное СГК, объединяет две угольные электростанции, одну пиковую газотурбинную станцию и одно теплосетевое предприятие в Кемеровской области, крупнейшую угольную электростанцию в РФ – Рефтинскую ГРЭС (Свердловская область), а также Приморскую ГРЭС. Кроме того, компания управляет ещё тремя угольными теплостанциями в Кемерово.

22.09.2025 Силовые машины

«Силовые машины» собрали более ста представителей генерирующих компаний и экспертов отрасли. Участники обсудили, какие вызовы стоят перед энергетикой, какие инструменты реально помогают повышать надежность и эффективность генерирующего оборудования, и как завод-изготовитель может быть надежным сервисным партнером. А также заложили основы экспертного сообщества для совместного поиска решений.

На конференции выступили генеральный директор «Силовых машин» Алексей Подколзин, заместитель генерального директора – руководитель дивизиона сервиса компании Дмитрий Егоркин, директор Ленинградского Металлического завода Денис Луговской и директор завода «Электросила» Александр Ширманов (предприятия входят в АО «Силовые машины»).  Руководители рассказали о развитии производственных мощностей и совершенствовании организационных процессов в компании.

Кроме того, были представлены решения «Силовых машин» по комплексному сервисному обслуживанию (КСО) генерирующего оборудования, сервису газовых турбин, модернизации паровых турбин, турбогенераторов и котельного оборудования. Сегодня в портфеле компании порядка 10 пилотных договоров КСО.

Заведующий лабораторией надежности топливо- и энергоснабжения ИСЭМ СО РАН Дмитрий Крупенёв рассказал о трендах в энергетике и вызовах, стоящих перед энергосистемой России.

Особенностью встречи стал акцент на обмене опытом: говорили об организации ремонтов в разных генерациях, о формирования складов запчастей, обсуждали кадровые проблемы и способы повышения квалификации персонала. Коллеги-энергетики делились кейсами – от безмазутного розжига котлов до анализа технико-экономических показателей станции и расстановки приоритетов по ремонтам.

Отдельной темой стало обсуждение инициативы создания экспертного сообщества, возможность сбора и анализа статистики по аварийности генерирующего оборудования в формате обезличенного реестра. Это позволит выявлять повторяющиеся причины отказов и быстрее находить решения, обмениваться практическими рекомендациями для предотвращения инцидентов, обсуждать технические вопросы напрямую с конструкторами, проектировщиками и наладчиками, точнее планировать объемы ремонтов и обосновывать ремонтные бюджеты на основе фактической статистики эксплуатации. Инициатива вызвала интерес, и участники дискуссии договорились совместно ее дорабатывать.

— В этом году мы решили расширить географию и пригласили коллег-энергетиков и экспертов отрасли со всей страны. Те, кто не смог приехать лично, присоединились к конференции онлайн. Для нас было важно не просто рассказать о своих достижениях, а выстроить диалог, сформировать единое профессиональное сообщество для обмена опытом в сфере сервиса генерирующего оборудования, – подчеркнул Дмитрий Егоркин, заместитель генерального директора – руководитель дивизиона сервиса «Силовых машин».

22.09.2025 НП Совет рынка

На заседании Наблюдательного совета Ассоциации «НП Совет рынка» приняты изменения в Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка (ДОП), связанные с совершенствованием модели проведения КОММод.

Изменения, в частности, касаются корректировки квот на проведение отборов проектов модернизации: в 2025 году проводится залповый отбор проектов ПГУ на период 2029–2031 годы с квотами 1-2 – 2 ГВт, в 2025–2027 годах проводится общий отбор проектов с квотами 2 ГВт в год).

Также актуализирован порядок определения предельных величин капитальных затрат на реализацию каждого из мероприятий по модернизации и на реализацию проекта модернизации в целом. При этом отменены предельные величины капитальных затрат на реализацию проектов модернизации, предполагающих реализацию мероприятий по надстройке (комплексной замене) газовой турбины с использованием локализованного оборудования, и определена предельная величина капитальных затрат на реализацию аналогичных проектов с использованием нелокализованного оборудования на уровне 131 300 руб./кВт в ценах 2024 года.

Предусмотрена возможность реализации мероприятия по комплексной заменен газовой турбины, а также уточнены требования, предъявляемые к включаемому в проект модернизации оборудованию.

Утверждена дополнительная индексация максимальной допустимой величины эксплуатационных затрат на 11,36%, а также возможность увеличения объема установленной мощности модернизированного оборудования на 30% (для территорий технологически необходимой генерации нет ограничения увеличения объема мощности).

Исключены требования о минимальной длительности периода реализации мероприятий по модернизации, равной 6 месяцам, и так далее.

Изменения вступают в силу с даты вступления в силу постановления Правительства Российской Федерации «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации», содержащего изменения в части совершенствования модели проведения отбора модернизации генерирующего оборудования тепловых электрических станций.

Помимо этого, решением Наблюдательного совета Члены Ассоциации «НП Совет рынка» переведены из одной Палаты (Списка) в другую.

С остальными решениями Наблюдательного совета Ассоциации можно будет ознакомиться в протоколе на официальном сайте Ассоциации.

22.09.2025 ТАСС

Объем инвестиций составляет 500 млн рублей

Военно-промышленный холдинг «Кингисеппский машиностроительный завод» (КМЗ) в составе Объединенной судостроительной корпорации (ОСК) импортозаместит лопатки для турбин Siemens. Общий объем инвестиций составляет 500 млн рублей, сообщил ТАСС управляющий директор КМЗ Михаил Даниленко.

«КМЗ в составе ОСК в рамках федерального проекта на поддержку проектов, предусматривающих разработку конструкторской документации на комплектующие изделия, необходимые для отраслей промышленности, импортозаместит комплект ЗИП для турбины двигателя SGT-700. Общая сумма инвестиций в проект составляет 400 млн рублей, еще 100 млн рублей — из внебюджетных средств», — сказал он.

Лопатки для турбин Siemens предназначены для работы в условиях высоких температур и нагрузок. Они преобразуют мощность расширенного газа в механическую работу, претворяя ее в электроэнергию.

На этапе производства разрабатываемого изделия планируется применение материалов, аналогичных материалам Siemens, из российской производственной базы.

В рамках проекта будут разработаны конструкторская и технологическая документации, изготовлены опытные образцы, проведены ускоренные стендовые испытания в составе турбины Siemens SGT-700 для подтверждения наработки на безотказность не менее 300 часов. Работа рассчитана до конца 2027 года.

Планируемый объем рынка оценивается более чем в 800 млн рублей с конца 2027 по 2030 год. 

22.09.2025 Коммерсант

Госхолдинг «Россети» разместил тендеры на строительство систем накопления энергии мощностью 350 МВт, которые должны сглаживать пики потребления на энергодефицитном юге. Максимальная стоимость работ — 59 млрд руб., ввести накопители в Краснодарском крае и Крыму необходимо к ноябрю 2026 года. Крупные потребители указывают на высокую стоимость проектов. Аналитики также отмечают, что CAPEX выше мировых аналогов, но при масштабировании его можно снизить.

«Россети» объявили три тендера на строительство систем накопления энергии (СНЭ) на юге РФ совокупной мощностью 350 МВт и максимальной ценой 59 млрд руб. Заявки принимаются до 23 сентября, следует из тендерной документации.

В Карасунском округе Краснодара планируется установить СНЭ мощностью 100 МВт, начальная максимальная цена аукциона — 17,3 млрд руб. Еще 100 МВт СНЭ разместят в селе Ближнее в Крыму, стоимость работ — 17,54 млрд руб. В Елизаветинской станице Краснодара появятся еще 150 МВт накопителей, стоимость возведения — 24,274 млрд руб.

Все СНЭ, согласно условиям тендеров, должны быть построены не позднее ноября 2026 года.

О том, что правительство обсуждает возможность строительства СНЭ в Краснодарском крае и Крыму для покрытия растущего энергодефицита в Объединенной энергосистеме Юга (ОЭС Юга), “Ъ” сообщал 1 июля. Тогда прорабатывалось два варианта возведения СНЭ: через проведение отборов с заключением обязательных инвестконтрактов либо путем назначения «Россетей» ответственными за их строительство. Позже правительство остановилось на втором варианте. В тендерной документации отмечается, что основанием для проектирования является инвестиционная программа «Россетей» на 2025–2030 годы.

Предполагается, что СНЭ смогут заместить какую-то часть резерва энергосистемы, одновременно сглаживая максимумы потребления, так как они включаются в работу днем, а заряжаются ночью.

В «Россетях» “Ъ” сообщили, что базовый сценарий реализации пилотного проекта СНЭ предполагает включение соответствующего титула в инвестиционную программу магистрального комплекса «Россетей» и финансирование за счет кредитных средств, обслуживание которых будет осуществляться в рамках тарифа Единой национальной электрической сети (ЕНЭС). Как утверждают источники “Ъ”, объем заложенных на строительство СНЭ тарифных средств может составить 105 млрд руб. с НДС. В Минэкономики это не прокомментировали.

В компании пояснили, что расчеты начальных максимальных цен произведены на основе анализа рынка оборудования, материалов и услуг с учетом того, что предметом закупок является реализация проектов под ключ.

Это включает поставку систем накопления, монтаж, наладку и т. д., а также проектирование и создание сетевой инфраструктуры для интеграции СНЭ в энергосистему.

Технологическим партнером проекта, как сообщалось, готовы стать структуры «Росатома». В «Росатоме» “Ъ” сообщили, что бизнес-подразделение по накопителям энергии рассматривает возможность участия в тендере. «После ввода двух строящихся гигафабрик наши производственные мощности вырастут настолько, что мы сможем удовлетворить запрос на поставку накопителей энергии со стороны регионов РФ как для развития энергетической и городской инфраструктуры, так и для электротранспорта»,— сообщили в компании.

Директор «Сообщества потребителей энергии» (объединяет крупные промышленные предприятия) Валерий Дзюбенко подчеркивает, что альтернативные, более быстрые и не требующие капитальных затрат способы закрывать пики в энергосистеме стоят на порядок дешевле. «Это даже не «золотые», а «платиновые» батарейки — с минимальной расчетной ценой от 60 руб. за кВт•ч»,— говорит он.

Исходя из максимальной стоимости отборов в 59 млрд руб., удельный САРЕХ СНЭ составит 28,1 тыс. руб. за кВт•ч — это достаточно высокий по сравнению с мировыми практиками уровень, отмечает директор Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ Сергей Сасим. Так, в Китае CAPEX составляет около 18,8 тыс. руб. за кВт•ч при сопоставимой емкости.

По словам аналитика, мировая практика показывает кратное снижение стоимости удельного САРЕХ при масштабировании. Важно понимать, на базе каких технологий — импортных или отечественных — будет реализован проект по установке СНЭ. «Если технологический партнер «Россетей» будет использовать российские технологии, то такой уровень стоимости понятен. Если же CAPEX предполагает использование импортного оборудования, то такое решение вступит в противоречие со стремлением Минэнерго оптимизировать конечные цены на электроэнергию»,— считает господин Сасим.