Рубрика: Ветер

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.

Вооруженные конфликты на Ближнем Востоке и Украине заставили государства Западных Балкан пересмотреть свои подходы к энергетической безопасности. Если в краткосрочной перспективе главной задачей остается обеспечение стабильности поставок, то в долгосрочном планировании акцент сместился на поиск альтернативных маршрутов и источников сырья. На полях энергетического форума BEF 2026 в Белграде профильные министры региона пришли к выводу, что ключевым инструментом в решении этих проблем станет развитие трансграничной инфраструктуры для природного газа, электроэнергии и нефти в сочетании с более тесной региональной координацией.

Несмотря на продолжающийся энергетический кризис, который, по многим прогнозам, будет только усугубляться, министры Боснии и Герцеговины, Черногории, Северной Македонии и Сербии подтвердили неизменность курса на внедрение стандартов Европейского союза и развитие возобновляемых источников энергии. Опыт Азербайджана, представленный на форуме заместителем министра энергетики Эльнуром Солтановым, подтверждает правильность этих стремлений. Страна, находящаяся в нестабильном Кавказском регионе, успешно совмещает роль экспортера нефти и газа с подготовкой к поставкам «зеленой» энергии на внешние рынки. Текущие геополитические изменения фактически перекраивают энергетическую карту, вынуждая целые континенты пересматривать свои цепочки поставок, что напрямую затрагивает Западные Балканы, исторически привязанные к крупным евразийским энергетическим коридорам.

В приграничных районах Северной Македонии и Черногории фиксируется рост потребления моторного топлива, что обусловлено самыми низкими ценами в регионе. Для сдерживания резкого подорожания горючего на фоне скачков мировых цен на сырую нефть правительства большинства балканских стран были вынуждены снизить налоговую нагрузку. В Северной Македонии продажи в приграничье выросли на 30%, а положение страны на рынке нефтепродуктов укрепилось благодаря вводу в эксплуатацию трубопровода из Греции. К концу апреля по нему было прокачано 145 тысяч кубометров дизельного топлива, что составило почти треть годового плана на 2026 год. Одновременно с этим Федерация Боснии и Герцеговины ввела в эксплуатацию свой первый крупный нефтяной терминал в Блажуе под Сараево мощностью 42 млн литров и готовится к строительству еще трех подобных объектов.

Энергетический кризис не изменил стратегические цели развития региона, но заметно ускорил темпы их достижения. Северная Македония уже в прошлом году приняла закон об энергетике, полностью соответствующий правилам Евросоюза. Инвестиции в экологически чистую генерацию позволили довести долю возобновляемых источников до 58% от общей установленной мощности страны, что обеспечивает 46% всей вырабатываемой электроэнергии. В стране также введена в эксплуатацию первая в регионе крупная система накопления энергии на базе аккумуляторных батарей. По словам министра энергетики Сани Божиновской, внешние потрясения лишь подтолкнули правительство к более решительным действиям, поскольку регион не может оставаться изолированным островом в европейской энергосистеме.

Черногория рассматривает текущий кризис как окно возможностей для экономического рывка. Страна завершает согласование 15-й главы переговорного процесса о вступлении в Евросоюз, посвященной энергетике, и рассчитывает закрыть этот вопрос в ближайшие месяцы. Подгорица делает ставку на экспорт электроэнергии, спрос на которую в Европе будет расти из-за развития центров обработки данных и технологий искусственного интеллекта. Важнейшим проектом в этой сфере стало строительство второй линии подводного силового кабеля в Италию совместно с компанией Terna. Это позволит удвоить существующую пропускную способность интерконнектора и превратить Черногорию в энергетический мост между Западными Балканами и Европой. Кроме того, республика развивает стратегическое партнерство с ОАЭ, Францией и США, планируя строительство новых гидроэлектростанций и газовых электростанций, которые станут альтернативой угольной генерации в Плевле.

В Республике Сербской, входящей в состав Боснии и Герцеговины, также завершена гармонизация законодательства с нормами Евросоюза. В ближайшее время ожидаются поправки, которые легализуют использование систем накопления энергии. За последние годы в республике были построены электростанции общей мощностью 540 МВт, и инвесторы теперь заинтересованы в установке батарей для повышения эффективности своих активов. Однако власти выражают обеспокоенность изменчивостью европейской энергетической политики. Примером служит проект газопровода длиной 500 километров стоимостью около 526 млн евро. Несмотря на подписанные контракты, остается неясным, получит ли регион доступ ко всем маршрутам поставок газа на фоне блокировки таких проектов, как «Северный поток», и потенциальных угроз для «Турецкого потока».

Для обеспечения энергетической независимости Федерация Боснии и Герцеговины реализует проект «Южной газовой интерконнекции» стоимостью 1,5 млрд евро, целью которого является отказ от использования российского газа к 2028 году. При этом страна не планирует резкого отказа от добычи угля, чтобы избежать социальных потрясений. В рамках справедливого энергетического перехода была закрыта угольная шахта «Зеница», на месте которой и на других выработанных участках планируется строительство солнечных электростанций. Оставшиеся шесть шахт должны увеличить добычу, чтобы обеспечить базовую нагрузку тепловых электростанций и сократить потребность в импорте дорогого электричества. По мнению региональных министров, создание гибкой системы, объединяющей газовый, нефтяной и электроэнергетический секторы, является единственным способом противостоять будущим вызовам.

Сербия к 2030 году планирует довести долю возобновляемых источников в производстве электроэнергии до 65%. В дополнение к этому рассматривается возможность использования атомной энергетики как безэмиссионного источника. Важным этапом станет объединение рынков электроэнергии с Евросоюзом, что станет доказательством готовности страны к полноценной европейской интеграции. При этом подчеркивается, что внедрение нестабильных источников возобновляемой энергии не должно происходить в ущерб устойчивости энергосистемы. Региону необходимо следовать глобальным трендам, но всегда отдавать приоритет национальным интересам при диверсификации маршрутов поставок.

Азербайджан, обладающий значительными ресурсами, готов стать долгосрочным партнером Балкан не только в поставках ископаемого топлива, но и в развитии «зеленого» коридора через Грузию, Румынию и Венгрию. К 2027 году страна намерена удвоить экспорт газа в Евросоюз по Южному газовому коридору – до 20 млрд кубометров в год. Однако отсутствие выхода к морю ограничивает возможности Баку только трубопроводным транспортом, что требует долгосрочных соглашений о закупках и финансовой поддержки для расширения инфраструктуры. Дополнительным вызовом для всех балканских экспортеров остается введение европейского трансграничного углеродного налога (CBAM). Министры региона уже обратились в Европарламент с просьбой о технической и финансовой поддержке, поскольку новые пошлины уже привели к сокращению экспорта электроэнергии и создают риски для национальных экономик, которые пока не готовы к таким мерам налогообложения.

Вооруженные конфликты на Ближнем Востоке и Украине заставили государства Западных Балкан пересмотреть подходы к обеспечению энергетической безопасности в долгосрочной перспективе. На энергетическом форуме в Белграде профильные министры региона пришли к выводу, что ключевым инструментом противодействия внешним вызовам станет развитие трансграничной инфраструктуры для транспортировки природного газа, нефти и электроэнергии. Участники дискуссии подчеркнули, что текущая нестабильность на мировых рынках лишь ускоряет процессы интеграции региональных систем в единую энергосеть Европейского союза.

Несмотря на углубляющийся энергетический кризис, Босния и Герцеговина, Черногория, Северная Македония и Сербия намерены придерживаться планов по внедрению стандартов ЕС и приоритетному развитию возобновляемых источников энергии. Этот курс подтверждается опытом Азербайджана, который, находясь в сложном с геополитической точки зрения Кавказском регионе, успешно совмещает роль поставщика углеводородов с подготовкой к экспорту экологически чистой электроэнергии. Пересмотр цепочек поставок на всем континенте напрямую затрагивает Балканы, традиционно выступающие важным транзитным коридором.

Одной из наиболее острых проблем для региона остается высокая волатильность цен на топливо. Почти все балканские страны были вынуждены пойти на снижение налогов, чтобы сдержать резкий рост стоимости горючего, вызванный подорожанием нефти на мировых биржах. В Северной Македонии и Черногории, где цены оказались самыми низкими в регионе, зафиксирован существенный рост потребления в приграничных районах. В частности, в Северной Македонии продажи топлива выросли на 30 %, чему способствовал ввод в эксплуатацию продуктопровода из Греции. По этой магистрали к концу апреля 2026 года уже было прокачано 145 тысяч кубометров дизельного топлива, что составляет почти треть от годового плана. В то же время Федерация Боснии и Герцеговины ввела в строй свой первый нефтеналивной терминал в Блажуе мощностью 42 млн литров и готовит площадки еще для трех подобных объектов.

Северная Македония уже адаптировала национальное законодательство к нормам ЕС, что позволило привлечь инвестиции в сектор ВИЭ. На данный момент доля возобновляемых источников в общей установленной мощности страны достигла 58 %, а их вклад в генерацию электроэнергии составил 46 %. Важным технологическим этапом стал запуск первой в регионе масштабной системы накопления энергии на базе аккумуляторов (BESS), реализованный компанией YESS Power. По мнению министра энергетики Сани Божиновской, страна не может развиваться как изолированный остров, поэтому в планах значится строительство 4 ГВт мощностей ВИЭ и 2 ГВт накопителей к концу текущего года, а также начало работ по возведению гидроаккумулирующей электростанции Чебрен мощностью 333 МВт.

Черногория рассматривает энергетический кризис как окно возможностей для экспорта электроэнергии, спрос на которую в Европе растет из-за развития центров обработки данных и систем искусственного интеллекта. Страна завершает согласование 15-й главы переговоров о вступлении в ЕС, касающейся энергетики. Стратегия Подгорицы строится на межправительственных соглашениях с Францией, ОАЭ и США. Совместно с итальянской компанией Terna ведется работа по прокладке второго подводного кабеля, который удвоит мощность интерконнектора с Италией и превратит Черногорию в энергетический мост между Балканами и ЕС. Кроме того, запланировано строительство газовых электростанций общей мощностью 500 МВт и терминала СПГ, которые должны стать альтернативой угольной генерации в Плевле.

В Республике Сербской (один из энтитетов Боснии и Герцеговины) ведется активное строительство гидроэнергетических объектов Дабар и Бистрица, завершение которых намечено на 2027 год. Общий портфель контрактов на возведение объектов ВИЭ в республике оценивается в 2,8 млрд евро, что соответствует 2,3 ГВт мощностей. При этом власти выражают обеспокоенность политизацией газовых маршрутов в Европе. В частности, существуют опасения относительно стабильности поставок через Турецкий поток, который на данный момент является основным источником газа для региона. Чтобы минимизировать риски, Федерация Боснии и Герцеговины инвестирует 1,5 млрд евро в проект Южной газовой интерконнекции с Хорватией, стремясь полностью отказаться от российского газа к 2028 году.

Сербия также следует национальному плану, который предполагает доведение доли ВИЭ в генерации электроэнергии до 65 % к 2030 году. Наряду с развитием солнечной и ветровой энергетики, Белград рассматривает возможность внедрения атомной генерации как безэмиссионного источника. Однако серьезным вызовом для всех стран региона остается введение трансграничного углеродного налога ЕС (CBAM). Министры балканских стран уже обратились в Европейский парламент с просьбой об отсрочке или предоставлении финансовой поддержки, указывая на то, что новый налог снижает экспортный потенциал их электроэнергетики и ложится тяжелым бременем на переходные экономики, которые пока не готовы к таким мерам фискального регулирования.

Азербайджан, в свою очередь, предлагает региону не только газ, но и участие в проекте зеленого энергетического коридора, который разрабатывается совместно с Грузией, Румынией и Венгрией. Баку готов удвоить экспорт газа в ЕС до 20 млрд кубометров к 2027 году, однако это требует долгосрочных гарантий закупок и масштабных инвестиций в расширение Южного газового коридора. Также рассматривается потенциал, который имеет морская ветроэнергетика в Каспийском море, для последующей передачи чистой энергии на европейский рынок через кавказские и балканские транзитные сети.

Энергетический сектор стран Балканского региона столкнулся с необходимостью одновременного решения трех стратегических задач: обеспечения энергетической безопасности, проведения глубокой декарбонизации и ускоренной цифровизации активов. Участники форума Belgrade Energy Forum подчеркивают, что успех этого перехода напрямую зависит от объемов инвестиций в развитие электросетевого хозяйства, систем накопления энергии и ввод новых генерирующих мощностей. В условиях трансформации рынка основной ответственностью государственных и частных компаний становится поддержание надежности поставок при сохранении финансовой устойчивости, необходимой для реализации капиталоемких проектов.

Генеральный директор сербской государственной компании Elektroprivreda Srbije Душан Живкович отмечает, что современные энергетические предприятия вынуждены балансировать между экологическими требованиями и необходимостью сохранения экономической эффективности. Дополнительное финансовое давление на производителей оказывает механизм пограничной углеродной корректировки Евросоюза (CBAM), который повышает издержки для компаний, использующих ископаемое топливо. При этом потребность в электроэнергии продолжает расти, что обусловлено развитием цифровых технологий, искусственного интеллекта и расширением сети центров обработки данных.

В качестве ответных мер сербская сторона фокусируется на модернизации существующей инфраструктуры. В частности, за счет проектов повышения энергоэффективности и ревитализации гидроэлектростанций мощность гидроэнергетических активов Сербии была увеличена более чем на 100 МВт. Важным этапом стало обновление гидроаккумулирующей станции Баина-Башта, проведенное спустя сорок лет после ее запуска. Продление срока эксплуатации таких объектов рассматривается как критический фактор обеспечения национальной энергетической безопасности в период снижения выработки на угольных ТЭС.

Директор загребского Энергетического института имени Хрвое Пожара Дражен Якшич указывает на амбициозные цели стран региона, стремящихся к 2030 году довести долю возобновляемых источников в электрогенерации до 40–50 %. Несмотря на наличие политической воли и интереса со стороны инвесторов, основным препятствием остается состояние электросетей. Энергосистемы региона не проектировались для интеграции значительных объемов нестабильной генерации от солнца и ветра, а высокая доля негибких угольных станций создает дополнительные технические сложности. Проблема узких мест в сетях носит трансграничный характер и актуальна для всей Европы, что требует ускоренного внедрения систем накопления энергии и механизмов балансировки рынка.

Инвесторы в сектор ВИЭ, включая группу Akuo Energy, отмечают, что снижение стоимости технологий упрощает переход, однако процесс отказа от газа и нефти остается сложным. Помимо сетевых ограничений, серьезным барьером выступают бюрократические процедуры: в Сербии согласования на местном уровне часто оказываются более трудоемкими, чем на национальном. Для привлечения финансирования решающее значение имеет наличие долгосрочных контрактов на покупку электроэнергии (PPA), однако корпоративный сектор пока не всегда готов брать на себя такие обязательства, что затрудняет работу банков с зелеными проектами.

В Черногории государственная компания EPCG также делает ставку на развитие возобновляемой энергетики при сохранении контроля государства над стратегическими активами. Руководство компании рассматривает введение CBAM не только как финансовое обременение, но и как стимул для модернизации промышленности. Особое внимание уделяется социальной ответственности в процессе отказа от угля. На долю угольного разреза и ТЭС в городе Плевля приходится около 50 % всей выработки электроэнергии в стране, поэтому переход должен быть постепенным. Черногорская сторона инициировала обсуждение доступа стран, не входящих в Евросоюз, к европейским фондам справедливого перехода для поддержки регионов, чья экономика критически зависит от добычи ископаемого топлива.