Рубрика: Ветер

Производитель ветровых турбин Nordex планирует начать работу в Албании, Северной Македонии и Болгарии, расширяя своё присутствие почти на весь Балканский полуостров. Об этом руководство компании сообщило на отраслевом мероприятии Nordex Business Day в Белграде.

В компании прогнозируют, что за ближайшие два года её европейский портфель действующих проектов вырастет на 37% – до 58,5 ГВт. Балканский регион приобретает для Nordex всё большее значение. Компания уже работает в Хорватии (с 2013 года), Сербии, Черногории, а также в Боснии и Герцеговине, где сейчас устанавливает турбины на ВЭС «Тушница» мощностью 72,6 МВт.

По словам топ-менеджмента, Nordex готова выходить на новые рынки вслед за своими клиентами. В 2025 году компания заняла 48% европейского рынка по объёму новых заказов, сохранив лидерство четвёртый год подряд. Прошлый год в Nordex назвали лучшим с конца 1990-х и ожидают, что 2026 год окажется ещё успешнее.

Как отметил коммерческий директор Nordex Ибрагим Озарслан, растущий спрос на энергию и стремление к энергонезависимости снижают зависимость возобновляемой энергетики от политической конъюнктуры. По его словам, ВИЭ становятся фундаментальным фактором энергосистемы.

Сейчас портфель Nordex в Восточно-Средиземноморском регионе, куда входят Балканы и Греция, составляет 2,3 ГВт, из которых 1,2 ГВт уже введены в эксплуатацию. Наибольшие мощности действуют в Хорватии (635 МВт), Греции (452 МВт) и Сербии (200 МВт).

Датская Copenhagen Infrastructure Partners (CIP) через свой фонд Growth Markets Fund II закрыла сделку по финансированию ветроэлектростанции (ВЭС) Peștera 2 в Румынии. Мощность проекта составит 392 МВт, его ввод в эксплуатацию запланирован на 2028 год.

Общий объём проектного финансирования достиг €510 млн. Средства предоставил консорциум банков, в который вошли Erste Bank, Banca Comercială Română (BCR), Deutsche Bank, Société Générale и BRD, Eurobank, а также Piraeus Bank. Собственный капитал в проект вложили фонд CIP, Европейский инвестиционный банк и один из датских пенсионных фондов. Сделка стала одной из крупнейших в секторе возобновляемой энергетики в Центральной и Восточной Европе.

ВЭС построят в уезде Констанца. Поставщиком оборудования выступит немецкая Nordex, которая изготовит 56 турбин модели N163-6.X мощностью 7 МВт каждая. За общестроительные работы будет отвечать компания Electrogrup, а за управление строительством – Blue Power Partners.

Для части мощности станции (245 МВт) инвестор в декабре 2024 года заключил 15-летний договор на разницу (CfD) по итогам первого в стране аукциона для ветровой и солнечной генерации. В CIP отмечают, что наличие таких механизмов господдержки позволяет привлекать в Румынию крупный институциональный капитал, необходимый для обеспечения энергетической безопасности страны.

Китайская компания SANY Renewable Energy приступила к строительству комплекса ветроэлектростанций «Алибунар» на северо-востоке Сербии. Общая мощность проекта составит 168 МВт, а инвестиции в него оцениваются в 240 млн евро.

Комплекс объединит две площадки – «Алибунар А» (96,6 МВт) и «Алибунар B» (71,4 МВт), на которых установят в общей сложности 40 ветротурбин. Планируется, что они будут вырабатывать около 480 ГВт-ч электроэнергии в год. Генеральным подрядчиком по проектированию, закупкам и строительству (EPC) выступает PowerChina Chengdu Engineering.

Проект получил государственную поддержку по итогам аукциона по возобновляемой энергии. Государство гарантирует инвестору рыночные премии для 70% установленной мощности в рамках 15-летних контрактов на разницу.

Для SANY, одного из крупнейших в мире производителей ветротурбин, это первый инвестиционный проект в Сербии и важный шаг в рамках стратегии по расширению присутствия в Центральной и Восточной Европе. В компании также назвали проект знаковым примером сотрудничества Китая и Сербии в сфере зелёной энергетики в рамках инициативы «Один пояс, один путь».

По словам представителя SANY Тан Чао, Сербия становится одним из самых перспективных рынков возобновляемой энергии на Балканах. Этому способствуют благоприятный инвестиционный климат и подходящие природные условия для ветроэнергетики, в частности равнинный рельеф и сильные ветры в регионе Южный Банат, где и расположен объект. Проект также включает строительство двух подстанций 35/220 кВ и линии электропередачи протяжённостью 12,5 км.

Китайская государственная корпорация China Three Gorges (CTG) завершила монтаж плавучей ветроустановки мощностью 16 МВт в Южно-Китайском море. Проект Sanxia Linghang («Пилот Трех ущелий») реализован в провинции Гуандун, в 70 километрах от побережья города Янцзян. Ветропарк расположен на участке с глубинами более 50 метров, что делает невозможным использование традиционных фундаментов, жестко закрепленных на морском дне. Новая платформа позиционируется разработчиком как крупнейшая в мире монотурбинная установка плавучего типа.

Строительство подобных объектов отражает общую тенденцию в секторе морской ветроэнергетики: исчерпание мелководных площадей вблизи крупных промышленных центров вынуждает девелоперов перемещаться в глубоководные районы с более стабильными и сильными ветрами. Конструкция Sanxia Linghang состоит из турбины мощностью 16 МВт, полупогружной плавучей платформы длиной 80,8 метра и шириной 91 метр, а также сложной системы донных анкеров и натяжных тросов. Диаметр ротора составляет 252 метра, а площадь ометаемой лопастями поверхности превышает 50 тысяч квадратных метров, что сопоставимо с семью стандартными футбольными полями. Высота верхней точки лопасти достигает 270 метров над зеркалом воды. Основной объем сборочных работ проводился на суше, в южно-китайском порту Тешань, после чего готовую платформу отбуксировали на место постоянного базирования для проведения испытаний.

Для работы в сложных метеоусловиях Южно-Китайского моря, характеризующегося частыми тайфунами, инженерам пришлось внедрить комплекс новых технологических решений. По словам представителя гуандунского филиала CTG Пань Хунгуаня, на платформе применены активная балластная система для компенсации крена, интеллектуальный мониторинг механических напряжений и гибкий динамический кабель напряжением 66 кВ, способный выдерживать многократные изгибы при качке. По расчетам проектировщиков, конструкция способна выдерживать волны высотой более 20 метров и порывы ветра со скоростью до 264 километров в час.

Проект стал развитием предыдущей разработки корпорации – плавучей турбины Sanxia Yinling («Лидер Трех ущелий») мощностью 5,5 МВт, которая была введена в эксплуатацию в 2021 году. За три года китайским инженерам удалось не только утроить единичную мощность энергоустановки, но и снизить удельную стоимость одного киловатта мощности более чем на 50%. В CTG подчеркивают, что ключевое технологическое оборудование было полностью произведено внутри страны, что позволило минимизировать зависимость от импорта и оптимизировать логистические издержки. Ожидается, что годовая выработка установки составит около 44,65 млн кВт⋅ч, что достаточно для обеспечения электроэнергией примерно 24 тысяч средних домохозяйств.

Параллельно в КНР разворачивается жесткая конкуренция между производителями оборудования для морской ветроэнергетики, стремящимися закрепиться в глубоководном сегменте. В 2024 году компания Ming Yang Smart Energy смонтировала плавучую платформу OceanX совокупной мощностью 16,6 МВт, однако она оснащена двухроторной системой. В январе того же года холдинг CRRC провел испытания еще более мощного прототипа – 20-мегаваттной плавучей турбины Qihang в провинции Шаньдун. Масштабное развертывание таких мощностей и резкое снижение их себестоимости позволяют китайским производителям теснить европейских конкурентов на глобальном рынке, где плавучая ветроэнергетика все еще считается экспериментальной и дорогостоящей технологией.

Власти Сербии приняли решение временно заморозить и перенести на более поздний срок процесс интеграции новых крупных мощностей возобновляемой энергетики в национальную энергосистему. Согласно последним изменениям, внесенным в правительственное постановление об условиях поставки и снабжения электроэнергией, рассмотрение всех поданных к настоящему времени заявок на проведение исследований по технологическому присоединению новых генерирующих объектов к высоковольтным сетям отложено до 2029 года. Предыдущая редакция нормативного акта предполагала, что сербский государственный оператор магистральных сетей Elektromreža Srbije (EMS) выполнит необходимые расчеты и подготовит технические условия в период с 1 июля по 31 октября 2026 года. Теперь этот этап официально сдвинут на три года вперед, а сам новый период проведения оценки влияния новых мощностей на систему установлен с 1 сентября по 31 декабря 2029 года.

Данное решение напрямую затрагивает как высоковольтную передающую сеть, так и те сегменты распределительной инфраструктуры, управление которыми осуществляет системный оператор EMS. Корректировка сроков вызвана беспрецедентным ростом числа заявок на подключение со стороны девелоперов крупных ветровых и солнечных парков, объем которых превысил физические возможности энергосистемы по балансировке. Действующее законодательство устанавливает, что после завершения исследования сетевого подключения и заключения договора у инвестора остается ровно три года на то, чтобы получить окончательное одобрение и физически присоединить объект к сети. Эти же правила теперь в полной мере распространяются не только на традиционных производителей, но и на конечных потребителей, операторов промышленных систем накопления энергии, а также на новых активных участников энергетического рынка.

Необходимость столь жесткого регулирования и временной приостановки выдачи технических условий обусловлена физической природой современных альтернативных источников. В законе Сербии об использовании возобновляемых источников энергии к переменным ВИЭ официально относятся ветровые, солнечные и другие электростанции, чья фактическая выработка напрямую зависит от погодных условий, которые крайне сложно прогнозировать с высокой точностью. На практике это означает, что в работе таких объектов возникают глубокие и внезапные расхождения между плановыми графиками генерации и реальными объемами выдачи электроэнергии в сеть. Без предварительной глубокой модернизации сетевой инфраструктуры, внедрения интеллектуальных систем управления и создания достаточного объема быстродействующих резервов балансирующей мощности лавинообразный ввод подобных генерирующих объектов создает угрозу масштабных технологических аварий и нарушения стабильности энергоснабжения всей страны.

Помимо временных ограничений для крупных инвесторов, обновленный законодательный пакет вводит детальные правила для нового и перспективного сегмента так называемых активных потребителей, которые в сербском правовом поле официально именуются «активными покупателями». Этот статус позволяет юридическим и физическим лицам не просто обеспечивать собственные нужды в электричестве за счет микрогенерации, но и выступать полноценными коммерческими игроками. Активные потребители получили законное право напрямую или через специализированных агрегаторов участвовать в работе оптового рынка, продавать избытки выработанного ресурса на основе двусторонних договоров купли-продажи (PPA), а также оказывать системному оператору платные услуги по регулированию частоты и участвовать в государственных программах повышения энергоэффективности. При этом мощность генерирующего оборудования на объектах таких потребителей на внутренних линиях не должна быть ниже 150 киловатт и не может превышать общую разрешенную мощность потребления объекта из внешней сети.

Для защиты энергосистемы от спекулятивных заявок, резервирующих сетевые мощности без реального намерения строить объекты, правительство Сербии вводит жесткие требования по предоставлению финансовых гарантий. При разработке технических условий на подключение генерирующих установок или промышленных систем накопления энергии активные потребители обязаны предоставить безотзывную банковскую гарантию в размере 12,5 тысячи евро за каждый мегаватт заявляемой мощности переменного тока. В случаях когда проект предполагает одновременное строительство электростанции и накопителя, объем финансового обеспечения рассчитывается по тому объекту, который обладает наибольшей активной мощностью. Сроки проведения исследований для данной категории заявителей четко регламентированы и разделены на два ежегодных временных окна: с 1 марта по 30 июня и с 1 сентября по 31 декабря.

Еще более высокие требования по финансовому обеспечению установлены для потенциальных крупных потребителей, планирующих технологическое присоединение новых энергоемких объектов без размещения на них собственной генерации или систем накопления энергии (BESS). В таких случаях размер обязательной банковской гарантии составит 25 тысяч евро за каждый мегаватт заявляемой мощности потребления, что полностью эквивалентно уровню финансовых требований к традиционным электростанциям, подключаемым к магистральным высоковольтным сетям. При этом законодательство предусматривает важное исключение: активные потребители, которые намерены производить и накапливать электроэнергию исключительно для покрытия собственных технологических нужд без технической возможности ее выдачи в единую энергосистему страны – такие проекты полностью освобождаются от обязанности предоставлять банковские гарантии.

Другим ключевым нововведением, направленным на повышение гибкости и рыночную интеграцию сербского энергетического сектора, станет запуск механизмов динамического ценообразования для конечных потребителей. Данная возможность была ранее концептуально заложена в закон об энергетике, однако теперь она получает практическое наполнение. Новые правила позволяют потребителям заключать договоры энергоснабжения, тарифы по которым напрямую привязаны к текущим колебаниям цен на организованных торговых площадках, включая спотовый рынок «на сутки вперед» и внутрисуточный биржевой рынок. Динамические тарифы призваны экономически стимулировать потребителей переносить энергоемкие процессы на часы минимальной стоимости ресурса, когда в системе наблюдается профицит выработки, в том числе за счет пиковой генерации солнечных и ветровых станций. Обязательным техническим условием для перехода на такие контракты является наличие у потребителя работающего интеллектуального прибора учета электроэнергии, способного в режиме реального времени фиксировать и передавать данные по часовым профилям потребления.

Немецкий производитель ветрогенераторов Nordex Group ввел в эксплуатацию завод по производству лопастей для ветряных турбин в городе Менемен на западе Турции. Новый промышленный комплекс расположен на территории свободной экономической зоны Измира и ориентирован на обеспечение растущего спроса на высокоэффективные наземные установки в стране. Проектная мощность предприятия рассчитана на выпуск 1200 роторных лопастей в год, что позволит компании существенно укрепить свои позиции как на турецком, так и на европейском рынках.

Строительство завода площадью девять гектаров на земельном участке общей площадью 13 гектаров было обусловлено государственной политикой Турции по развитию возобновляемой энергетики. Основным стимулом для инвестиций стала национальная программа поддержки секторов чистой энергетики через создание так называемых зон возобновляемых источников энергии (YEKA). По условиям государственных тендеров, девелоперы ветропарков получают тарифную поддержку только при условии высокой доли локализации используемых компонентов. Это требование стимулировало формирование в Турции полноценного кластера по производству оборудования для ветроэнергетики, где регион Измира играет ключевую роль благодаря развитой портовой инфраструктуре. На новом предприятии Nordex создано 1200 рабочих мест, включая инженерно-технический и административный персонал.

На заводе в Менемене планируется выпускать комплектующие для новейших линеек турбин Nordex, включая технологически сложные модели N163 и N175. Данные установки разработаны специально для регионов со средними и сильными ветрами, обеспечивая максимальную выработку электроэнергии при умеренных эксплуатационных затратах. Первоначально предприятие сосредоточится на поставках лопастей для внутренних проектов, получивших государственную поддержку в рамках недавних тендеров YEKA-4 и YEKA-5. В дальнейшем географию поставок планируется расширить за счет экспорта в страны Европы, где спрос на компоненты для наземных ветропарков продолжает расти на фоне ужесточения климатических целей ЕС.

Генеральный директор Nordex Group Хосе Луис Бланко подчеркнул, что создание локального производства напрямую связано с долгосрочной стратегией развития компании в регионе. Инвестиции позволяют полностью соответствовать техническим спецификациям тендеров YEKA в отношении турецкого происхождения компонентов. Немецкий машиностроительный концерн присутствует на рынке Турции с 2009 года. На сегодняшний день доля оборудования Nordex в общем объеме действующих ветропарков страны составляет 34%, а в сегменте объектов, находящихся на стадии строительства, этот показатель оценивается менеджментом компании примерно в 60%.

Группа Nordex, штаб-квартира которой находится в Ростоке, а совет директоров базируется в Гамбурге, управляет диверсифицированной производственной сетью по всему миру, включая площадки в Германии, Испании, Бразилии, Индии и США. Общая численность персонала холдинга превышает 11 тысяч человек. С 1985 года компания поставила более 64 ГВт ветроэнергетических мощностей в 40 стран мира. Консолидированная выручка группы по итогам прошлого года достигла 7,6 млрд евро. Продуктовый портфель компании сфокусирован на наземных установках мощностью от 4 до 7 МВт, которые востребованы в условиях ограниченного пространства и жестких требований к пропускной способности энергосетей.

Компания Nordex, акции которой торгуются на Франкфуртской фондовой бирже и входят в расчет баз фондовых индексов MDAX и TecDAX. Помимо Турции, производитель активно развивает бизнес в других странах Юго-Восточной Европы, подтверждением чему стала недавняя поставка ветрогенераторов для ветропарка Гвозд в Черногории.

Китайский производитель ветроэнергетического оборудования Sany Renewable Energy финализировал договоры на проектирование, закупки и строительство (EPC-контракты) для ветропарков «Алибунар-1» и «Алибунар-2» на северо-востоке Сербии. Подготовительные и строительные работы на площадках планируется начать до конца второго квартала текущего года. Поставки экологически чистой электроэнергии в единую энергосистему страны должны начаться в первом квартале 2028 года. Данные проекты общей мощностью 168 МВт представляют собой первый прямой инвестиционный актив пекинской компании на европейском рынке возобновляемой энергетики.

Площадки под строительство объектов «Алибунар-1» (планируемая мощность – 96,6 МВт) и «Алибунар-2» (мощность – 71,4 МВт) расположены в исторической области Банат, к северо-востоку от Белграда. Данный регион характеризуется высокой интенсивностью ветров, что делает его ключевым кластером для развития сектора в стране. Ранее проекты получили государственную поддержку в форме двухсторонних контрактов на разницу цен (CfD) по итогам второго раунда сербских аукционов для возобновляемых источников энергии. Данный механизм гарантирует инвесторам фиксированный тариф на продажу электричества в течение долгосрочного периода, что минимизирует рыночные риски. После успешного прохождения конкурсных процедур права на девелопмент и последующую эксплуатацию площадок полностью перешли к Sany Renewable Energy.

Представители китайского инвестора провели серию рабочих встреч с ключевыми регуляторами и инфраструктурными организациями Сербии. В консультациях приняли участие руководство Министерства горнодобывающей промышленности и энергетики, специалисты государственного энергохолдинга Elektroprivreda Srbije (EPS) и оператора магистральных сетей Elektromreža Srbije (EMS). Стороны обсудили технические параметры интеграции генерирующих мощностей в национальную энергосистему и координацию графика строительно-монтажных работ для обеспечения стабильного подключения к сетям высокого напряжения.

Для Sany Renewable Energy, входящей в число крупнейших мировых производителей ветроэнергетических установок, сербские проекты классифицированы как приоритетные в глобальном портфеле. Компания рассматривает Балканы в качестве стратегического региона присутствия: Sany Group уже ведет девелопмент крупных солнечных и гибридных электростанций в соседней Румынии. В Сербии инвестор также планирует расширять присутствие за счет покупки новых проектов на стадии девелопмента, рассчитывая в среднесрочной перспективе довести общую установленную мощность своих активов в стране до 800 МВт.

Развитие ветропарков в Банате направлено на решение долгосрочных задач правительства Сербии по снижению углеродного следа и уменьшению зависимости от угольной генерации, которая по-прежнему составляет основу национального энергобаланса. Партнерство с крупными технологическими игроками из КНР призвано ускорить интеграцию современных решений в электросетевой комплекс страны и повысить региональную энергетическую безопасность.

Европейский банк реконструкции и развития (ЕБРР) сообщил о кадровых перестановках в руководстве блока, отвечающего за Юго-Восточную Европу. С 1 июня текущего года пост управляющего директора в этом регионе займет Гжегож Зелиньский, который до настоящего момента возглавлял департамент энергетики банка в Европе. На новой позиции он сменит Шарлотту Руэ, завершающую свою деятельность в структурах многостороннего института развития в связи с выходом на пенсию.

Назначение Зелиньского совпадает с изменением административной конфигурации банка: Белград официально становится региональным центром ЕБРР в Юго-Восточной Европе. Этот шаг подчеркивает растущую значимость Сербии и соседних государств для инвестиционной стратегии организации. В сферу ответственности нового директора войдет управление операциями на Западных Балканах, а также в Болгарии, Румынии и Греции. Его основной задачей станет обеспечение эффективности инвестиций в условиях меняющихся региональных вызовов и поддержка программ, направленных на долгосрочный устойчивый рост.

Гжегож Зелиньский работает в структурах ЕБРР более двадцати пяти лет. Гражданин Польши, он присоединился к команде банка в 1998 году, перейдя из компании Ernst and Young. Значительная часть его карьеры была связана с энергетическим сектором: он руководил инвестиционными проектами в коммунальной сфере и координировал развитие возобновляемых источников энергии в Центральной Европе. С 2014 года Зелиньский возглавлял представительство в Польше, а позже курировал деятельность банка в странах Балтии.

В 2021 году Зелиньский перешел в группу устойчивой инфраструктуры на должность директора департамента энергетики в Европе. На этом посту он занимался продвижением экологической повестки и поддержкой энергетического перехода. Его опыт включает реализацию сложных многосторонних программ и содействие институциональным реформам. Особое внимание в прибрежных странах, таких как Румыния и Греция, под его началом планируется уделить развитию морской ветроэнергетики, которая рассматривается как один из наиболее перспективных инструментов декарбонизации региональных энергосистем. Недавно Зелиньский принял участие в Белградском энергетическом форуме, где обсуждались стратегии снижения углеродного следа в тяжелой промышленности.

Юго-Восточная Европа занимает стратегическое положение в инвестиционном портфеле ЕБРР, объединяя рынки, находящиеся на разных этапах экономической трансформации. Деятельность банка здесь сосредоточена на модернизации инфраструктуры, укреплении энергетической безопасности и повышении конкурентоспособности частного бизнеса. Текущая стратегия подразумевает тесное взаимодействие с правительствами и частными клиентами для ускорения притока климатических инвестиций и укрепления институциональной устойчивости.

Одновременно с этим Маттео Коланджели, ранее возглавлявший региональное представительство на Западных Балканах, переходит на должность управляющего директора по финансированию и развитию малого и среднего предпринимательства. После двадцати лет работы в различных офисах банка, включая Киев, Софию и Тирану, он переезжает в штаб-квартиру ЕБРР в Лондоне. За период его руководства балканским направлением ежегодный объем инвестиций в регионе достиг 1,6 миллиарда евро, что создало прочную базу для дальнейшей работы нового менеджмента.

Внедрение механизма трансграничного углеродного регулирования Евросоюза, известного как CBAM, спровоцировало серьезные сбои в работе энергетических рынков стран Западных Балкан. По оценкам отраслевых регуляторов, операторов бирж и инвесторов, выступивших на Белградском энергетическом форуме (BEF 2026), новая налоговая политика поставила под вопрос глубокую интеграцию региона с единым рынком ЕС. Текущая неопределенность вокруг применения правил углеродного сбора рискует привести к результатам, прямо противоположным заявленным целям Брюсселя по ускорению декарбонизации и стимулированию инвестиций в возобновляемую энергетику.

С 1 января текущего года импортеры электроэнергии, алюминия, цемента, железа, стали, водорода и удобрений из стран, не входящих в Евросоюз, обязаны уплачивать налог на выбросы диоксида углерода. Это решение существенно повысило стоимость продукции на европейском рынке, и государства Западных Балкан оказались в числе наиболее пострадавших сторон. На экспертных панелях форума в Белграде, собравшего около 500 делегатов, первые итоги применения CBAM были охарактеризованы как дестабилизирующие. В Сербии введение налога привело к ощутимому снижению ликвидности на местной бирже SEEPEX, росту ценового разрыва между сербским и венгерским рынками, а также к сокращению объемов трансграничной торговли электроэнергией в направлении ЕС.

Основная проблема заключается в том, что CBAM задумывался как инструмент выравнивания условий конкуренции. Внутри Евросоюза владельцы тепловых электростанций обязаны покупать квоты на выбросы в рамках системы EU ETS, что делает их генерацию более дорогой. Страны балканского региона имели обязательство внедрить собственные системы ценообразования на углерод, что позволило бы им избежать уплаты пошлин на границе с ЕС, однако этот процесс затянулся. В результате возник парадокс: механизм, призванный поддерживать чистую энергию, фактически удерживает возобновляемое электричество внутри национальных границ балканских стран, препятствуя свободному экспорту в Европу. Это снижает ценность трансграничных мощностей и негативно сказывается на доходах региональных операторов.

Секретариат Энергетического сообщества признает, что ситуация на рынке остается нестабильной. Изначально предполагалось, что Западные Балканы вообще не подпадут под действие CBAM. Для этого договаривающиеся стороны должны были принять пакет интеграции электроэнергетики ЕС до конца 2023 года и в течение последующих 18 месяцев завершить объединение рынков. Однако медленные темпы адаптации законодательства на местах привели к тому, что сроки были сорваны. Сейчас верификацию правил проходят Черногория и Молдова, а Сербия демонстрирует наибольший прогресс, рассчитывая завершить объединение рынков к первому кварталу 2028 года. До этого момента региональная энергетика будет вынуждена функционировать в режиме правового вакуума, который усугубляется отсутствием четких операционных процедур по реализации CBAM.

Для частного сектора и крупных девелоперов ситуация выглядит еще более тревожной. Инвесторы указывают на резкий рост регуляторных рисков, что напрямую влияет на возможность заключения долгосрочных соглашений о закупке электроэнергии (PPA). Без таких контрактов, являющихся основой банковского финансирования проектов, строительство новых ветровых и солнечных парков становится практически невозможным. Несмотря на то что в Брюсселе обсуждаются поправки к регламенту CBAM, которые могут освободить экспорт «зеленой» энергии от налогов, технические детали отслеживания происхождения электричества остаются непроработанными. Текущие сложности с заключением PPA ставят под угрозу планы по наращиванию мощностей морской ветроэнергетики в соседних регионах и наземных станций внутри Балкан.

Представители ассоциации Energy Traders Europe подчеркивают, что из-за несогласованности действий различных директоратов Европейской комиссии – по энергетике, климату и налогообложению – рынок получает противоречивые сигналы. Политическая воля к интеграции пока не подкреплена эффективными административными процессами. Ожидается, что поправки в регламент CBAM будут окончательно утверждены только в середине 2027 года и вступят в силу в 2028 году, причем с возможным ретроспективным применением за период с начала 2026 года. Такой график создает атмосферу неопределенности, которая препятствует долгосрочному планированию.

В условиях волатильности и барьеров на границах на первый план выходит вопрос технологической гибкости энергосистем. Участники рынка полагают, что периоды отрицательных цен на электричество должны стать сигналом для инвесторов о необходимости внедрения систем накопления энергии. Батарейные установки и другие накопители становятся столь же важным элементом рынка, как и сама генерация. Это позволит снизить количество часов принудительного ограничения выдачи мощности электростанций и обеспечит системе необходимую устойчивость в условиях, когда традиционные торговые связи с ЕС ослаблены углеродным регулированием.

Несмотря на текущие сложности, региональные игроки пытаются найти альтернативные пути развития. Создание ADEX Group, объединившей биржи Словении, Венгрии и Сербии на базе единых правил, уже привело к росту объемов торгов на 25% за последние два года. Расширение этой модели на Хорватию, Черногорию и Северную Македонию рассматривается как способ поддержать ликвидность в обход некоторых административных препятствий. Тем не менее полная отмена «углеродной границы» возможна только при условии полной синхронизации цен на выбросы CO2 между Балканами и Евросоюзом, что требует от местных правительств решительных политических шагов и ускоренной либерализации энергетического сектора.

Процесс глобального перехода к экологически чистой энергетике перестал быть вопросом исключительно наращивания генерации. На первый план выходит устойчивость и надежность передающих мощностей. На Белградском энергетическом форуме представители крупнейших операторов передающих систем региона предупредили, что без масштабных инвестиций в инфраструктуру, цифровизацию и системы накопления энергии обеспечить безопасность поставок в эпоху декарбонизации будет невозможно. Эксперты подчеркивают: стремительный рост доли солнечных и ветровых станций требует полной трансформации подходов к управлению сетями.

Сербский национальный оператор Elektromreža Srbije (EMS) уже приступил к реализации стратегии по интеграции новых мощностей. Как сообщила генеральный директор компании Елена Матейич, в течение ближайших шести лет планируется подключить к сети порядка 12 гигаватт объектов возобновляемой энергетики. Географическое положение Сербии, имеющей восемь границ и 20 межсистемных линий, позволяет ей играть роль ключевого энергетического узла. Это создает значительный потенциал для рыночной интеграции и объединения энергосистем во всей Юго-Восточной Европе, обеспечивая гибкость, необходимую при работе с переменными источниками энергии.

Инвестиционная программа EMS наглядно демонстрирует ускорение темпов перехода. За последние десять лет компания направила на развитие системы 620 миллионов евро, при этом почти половина этой суммы была освоена в последние три года. В прошлом году объем реализованных вложений достиг исторического максимума в 135 миллионов евро, что составило 95 процентов от плана. К 2028 году в инфраструктуру планируется вложить еще 740 миллионов евро, а к 2030 году общий объем инвестиций должен достичь одного миллиарда евро. Стратегические планы компании включают участие в четырех крупных общеевропейских проектах по развитию коридоров передачи электроэнергии.

Одной из главных тем форума стала энергетическая безопасность, актуальность которой возросла на фоне региональных конфликтов. Иван Асанович, возглавляющий черногорского оператора CGES, напомнил о масштабном системном сбое в июне 2024 года. Тогда из-за аварии в системе без электроснабжения остались Черногория, а также части Албании, Хорватии и Боснии и Герцеговины. По его словам, этот инцидент стал серьезным предупреждением для всех участников рынка. В настоящее время через небольшие энергосистемы региона проходят значительные транзитные потоки, что создает риски для их устойчивости. Решением проблемы должен стать скоординированный расчет пропускной способности на межгосударственном уровне.

Ситуация в Черногории демонстрирует дисбаланс между интересами инвесторов и реальными возможностями сети. На сегодняшний день оператор получил заявки на подключение проектов общей мощностью около 7 гигаватт, в то время как вся текущая генерация страны составляет лишь один гигаватт. Хотя контракты подписаны на 3 гигаватта, компания сталкивается с серьезными препятствиями при строительстве новых линий, включая нерешенные вопросы собственности на землю и затяжные тендерные процедуры. Тем не менее в стране уже запущен шунтирующий реактор для регулирования напряжения, а работы по созданию Трансбалканского энергетического коридора выходят на финишную прямую.

Дополнительные вызовы создает стремительное развитие солнечной генерации. В Северной Македонии доля возобновляемых источников в установленной мощности выросла с 38 процентов в 2021 году до 58 процентов к 2025 году. Солнечные электростанции сегодня обеспечивают более 20 процентов внутренней выработки. Однако Александр Пауновски из компании MEPSO отметил, что многие такие объекты подключены к распределительным сетям и остаются «невидимыми» для системного оператора. Это приводит к значительным отклонениям при балансировке и затрудняет поддержание стабильной частоты в сети.

Проблемы с интеграцией новых мощностей характерны и для более развитых рынков. Представитель австрийского оператора Austrian Power Grid Милан Вукасович подчеркнул, что Австрия ежегодно теряет около одного миллиарда евро из-за разницы цен на электричество с Германией и возникновения отрицательных цен, вызванных избытком солнечной энергии. Австрия выполняет роль важнейшего транзитного узла, связывающего рынки Германии, Италии и Франции, и две трети импортируемой энергии проходят через ее территорию транзитом. В ответ на это страна приняла новое законодательство, направленное на цифровизацию и максимальную оптимизацию использования существующих линий электропередачи.

Для упорядочивания процесса интеграции возобновляемых источников эксперты предлагают ужесточить правила для разработчиков проектов. Горан Вукоевич из GMS Consult указал на необходимость введения строгих критериев отбора, чтобы отделить серьезных инвесторов от спекулянтов. В качестве примера он привел модель Сербии, где для получения разрешения на подключение требуются банковские гарантии и принятие ответственности за балансировку. Такой подход позволяет избежать долгосрочного блокирования мощностей сети нереализуемыми проектами. Также предлагается изучить опыт Великобритании и ОАЭ по проведению аукционов на точки подключения, что позволит развивать генерацию синхронно с возможностями инфраструктуры.