待实施现代化改造： 2029-2031 年电力项目遴选初步结果—— 由俄罗斯电力系统调度局于 2025 年 11 月汇总（尚未获俄联邦政府批准）
2029 年度电力设施现代化改造项目遴选
前进能源公司 | |||
2029–2031 年度燃气轮机安装类现代化改造项目补充遴选
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年度总结:2025 年俄罗斯电力行业重大事件与发展趋势战略优先方向 俄罗斯副总理亚历山大・诺瓦克表示，今年春季俄联邦政府批准了一份适用于整个燃料能源综合体领域的纲领性文件——《俄罗斯至 2050 年能源战略》。该战略预测，到 2050 年全球各类能源资源需求总量将增长 20%；同时，战略既着眼于充分保障俄国内市场的能源供应，也明确了扩大能源出口的发展方向。 在《能源战略》获批前数月，《俄罗斯至 2042 年电力设施布局总体规划》已正式出台。根据该规划，为满足持续增长的电力需求，俄罗斯需新建总装机容量达 88.5 吉瓦的发电设施，铺设 1.38 万公里输电线路，并新增 1.41 万千兆伏安的变电容量。需要说明的是，规划中仅明确了至 2036 年的电网建设计划，因此到 2042 年前，相关建设指标将进一步上调。据测算，该总体规划所需的投资规模预计高达 42.6 万亿卢布。 《能源战略》中指出的电力行业国内挑战，在很大程度上是以《电力设施布局总体规划》的预测与规划为依据的，具体包括：电力及热力供应设施的技术状况与可靠性未达到现代标准；现有火电站机组现代化改造相关方案存在不足；亟需加快推广应用现代技术，包括人工智能技术、新型工具及商业模式，而这要求对现有的电力与容量批发、零售市场运营模式进行及时调整。此外，还存在两项资金层面的挑战：一是电力基础设施现代化改造与可靠性保障工作需要巨额投资；二是项目建设成本上升的可能性极大。 《能源战略》明确指出：“到 2050 年，俄罗斯电力行业将实现重大转型。这一转型的驱动力是电力消费量的持续增长 —— 按照目标发展情景测算，与 2023 年相比，2050 年电力消费量增幅将超 42%。需求增长动力主要来自工业领域实施的进口替代及内需满足类项目、大型基础设施项目（包括铁路建设与电动汽车使用比例提升），以及数据处理技术（如数据中心）和人工智能技术的迅猛发展。” 强化俄罗斯统一电力系统的跨区域联网能力，将成为推进区域能源系统整合的核心举措之一，此举有助于优化电力资源配置，提升能源供应可靠性。战略同时提出，需通过设备升级改造、数字化技术应用及自动化管理系统搭建，全面提升配电网络技术水平—— 毕竟绝大多数电力用户均接入配电网络。根据行业目标发展情景，电网损耗率需降至 7.3%。 电力行业落实战略目标的核心指标如下：到本世纪中叶，俄罗斯发电设施总装机容量需从 2023 年的 253.2 吉瓦提升至不低于 331.2 吉瓦；智能计量设备覆盖率需在 2050 年达到 95%（2036 年目标为 70%）；电网损耗率需从 2023 年的 10.1% 降至规划期末的 7.3%（2036 年不超过 8.8%）。 电力市场规模扩大，发展进程提速 2025 年，俄罗斯电力批发市场的价格分区范围实现显著拓展 —— 七个联邦主体同步切换至市场化电价机制，结束了此前执行管制电价的模式。这一决策的讨论历时多年，而真正推动其落地的催化剂，是远东地区业已显现的电力短缺问题，以及该地区核心能源企业 “俄罗斯水电公司” 日益加剧的财务困境。 自今年起，电力批发市场交易机制开始在东部联合电力系统下辖的五个联邦主体正式运行，具体包括阿穆尔州、犹太自治州、滨海边疆区、哈巴罗夫斯克边疆区及雅库特共和国（技术孤立地区除外）。上述地区被划入电力及容量批发市场的第二价格区，该价格区此前仅涵盖西伯利亚地区各联邦主体。科米共和国与阿尔汉格尔斯克州则被纳入第一价格区（覆盖俄罗斯欧洲部分及乌拉尔地区）。至此，电力及容量批发市场中仅剩加里宁格勒州仍属于非价格区。 市场范围的拓展，使上述地区得以同步享受现役机组现代化改造及新建机组的相关扶持政策。 为平稳推进市场转型、避免电力供应成本过快上涨，远东地区目前暂实施“价格平滑机制”，该机制可屏蔽火电站部分高价报价对日前市场电力价格的影响。此外，原非价格区范围内的火电站目前暂不参与容量电价形成机制，仍按照以往竞争性遴选结果确定的价格结算。科米共和国与阿尔汉格尔斯克州的火电站，已针对今年开展的 2028 年度容量竞争遴选提交了真实价格报价；而远东地区的电站则需等到 2031 年及以后的容量竞争遴选方可参与，届时该宏观区域的市场转型过渡期将正式结束 从1 月初的运营数据来看，远东地区电力批发市场结算价格为 3405.8 卢布 / 兆瓦时，高于西伯利亚地区的日前市场电力价格（1825 卢布 / 兆瓦时）。但远东地区电力与容量综合结算价格为 3012 卢布 / 兆瓦时，较同价格区内其他地区低 3.6%。据电力市场委员会数据，今年 1 月远东地区零售用户平均电价仅较去年 12 月上涨 1.5%。此后，该地区日前市场电力价格总体呈下降趋势，截至 11 月底，批发市场电价已降至 3028.1 卢布 / 兆瓦时。 本年度，远东地区水电站发电量仅有 2.5% 按照市场化电价结算，其余部分仍执行管制电价。此前规划提出，市场化交易占比将逐步提升，但具体实施细则在全年均处于热议阶段。究其原因，一方面，政府部门希望避免电力用户的成本负担过重；另一方面，又必须着手解决 “俄罗斯水电公司” 的严重财务问题 —— 多年来，该公司旗下火电站因电价中燃料成本未被足额核算，一直处于亏损运营状态。 今年秋季，俄罗斯政府电力能源发展委员会敲定了一套折中方案，并于 11 月底由俄联邦政府正式批准。方案明确，2026 年水电站市场化交易发电量占比将提升至 22%，此后逐年提高，最终分别达到 40%、60%、80%，直至2030年实现 100% 市场化交易。 可再生能源加速布局远东地区 2025 年 1 月，俄罗斯东部联合电力系统部分区域电力市场正式启动，当地逐渐显现的电力短缺问题，为可再生能源企业拓展在俄业务版图创造了机遇。早在去年，俄罗斯电网调度运营中心就曾指出，鉴于远东地区不仅面临发电容量缺口，还存在电力供应不足的问题，建设太阳能电站与风力电站将成为快速解决后者的有效方案。 《2025—2030 年俄罗斯电力系统发展规划及实施方案》明确提出，为填补东部联合电力系统的供应缺口，需新建装机容量约 1 吉瓦的火电站，以及总装机容量达 1.7 吉瓦的可再生能源发电项目。今年 2 月，俄罗斯联邦政府颁布政令，允许远东地区通过可再生能源发电容量供应协议机制开展项目遴选，该机制可保障投资方的成本回收与投资收益。 此外，相关部门还决定将原本为西伯利亚地区可按再生能源发电容量供应协议机制遴选、但尚未开工建设的总装机容量 250 兆瓦的可再生能源项目，调整至东部联合电力系统区域实施。 今年 6 月，俄罗斯全国性可再生能源发电容量供应协议机制常规竞标顺利举行，中标项目计划于 2026—2031 年投产，共遴选出总装机容量 249.8 兆瓦的风电项目与 64.4 兆瓦的太阳能项目。所有中标的风电项目将由前进电力公司在奔萨州负责实施。太阳能项目领域同样仅有一家中标企业，即隶属于赫维利集团的远东专业能源检修公司，该公司计划在犹太自治州与阿穆尔州布局建设太阳能电站。 8 月初，俄罗斯电力市场委员会公布了远东地区专项可再生能源容量供应协议机制竞标结果：共遴选出总装机容量 1.56 吉瓦的项目，其中风电项目 520 兆瓦，太阳能项目 1044 兆瓦。 这批中标的可再生能源发电项目，其电力及容量销售所需的年度总营收规模约为 346 亿卢布。风电领域的中标企业包括前进电力公司与隶属于俄罗斯国家原子能集团的风电专业项目公司：前者将在阿穆尔州建设一座装机容量 150 兆瓦的风电站，计划 2027 年投产；后者则中标了阿穆尔州两个风电项目与哈巴罗夫斯克边疆区一个风电项目。太阳能项目的全部配额由远东专业能源检修公司包揽，具体包括位于犹太自治州的 624 兆瓦太阳能电站，以及位于阿穆尔州的 420 兆瓦太阳能电站。 2025 年可再生能源领域的另一项重要议题，是调整及终止部分往年通过可再生能源容量供应机制遴选出的项目。俄罗斯能源部此前解释称，此举有助于推动那些因融资困难、设备本土化周期延长及制裁压力导致经济指标恶化的项目落地，同时也能释放产能，借助可再生能源缓解远东地区的电力短缺问题。 根据俄罗斯联邦政府 10 月 31 日颁布的政令，经俄罗斯政府电力能源发展委员会协调批准，企业可一次性无偿退出可再生能源容量供应机制项目，或将项目投产期限延长不超过两年（垃圾焚烧电站可延长三年）。该委员会已批准 62 个太阳能、风电及小型水电项目调整建设工期，这批项目总装机容量达 2.57 吉瓦；同时批准 278.6 兆瓦可再生能源项目终止实施。 居民用电阶梯电价改革 2025 年，俄罗斯联邦反垄断局在交叉补贴机制实行数十年以来，首次实现了该机制的规模缩减。这一机制的运作逻辑是：居民用电享受较低电价，其差价成本由其他所有用电主体承担。此次缩减目标的达成，得益于居民用电阶梯电价政策的推行。 阶梯电价机制针对居民用户设置多档用电价格，其金额取决于具体场景下的消费量。若用户月均用电量超出既定标准，超出部分将执行更高的电价。 2022 年，伊尔库茨克州州长伊戈尔・科别佐夫提议推行阶梯电价，以打击非法加密货币挖矿行为。此后，俄罗斯联邦政府出台相关指导性文件，将阶梯电价实施方案的制定权下放至各联邦主体。不过，当时仅有库兹巴斯地区完成了机制切换。 为推动各地区积极解决积弊，俄罗斯联邦政府根据联邦反垄断局的建议出台规定：自 2024 年起，未推行阶梯电价的联邦主体，其交叉补贴规模不得超过核定额度。这一政策推动下，截至 2024 年 10 月 1 日，俄罗斯已有 73 个联邦主体落实了阶梯电价机制，另有 6 个地区实行居民用电社会平价制度。 彼时，部分地区将第一档（优惠档）月均用电量标准设定在 70–130 千瓦时区间，而近 40 个联邦主体将该标准定在 1 万千瓦时以上 —— 要知道，普通居民用户 15 千瓦的标准供电接口，其技术最大供电量也仅为 10800 千瓦时 / 月。 这种局面遭到联邦反垄断局的反对。经该局提议，俄罗斯联邦政府于 11 月 1 日颁布决议，将全国统一的居民用电阶梯电价第一档、第二档月均用电量标准，分别设定为 3900 千瓦时与 6000 千瓦时。 第一档用电量范围内，用户仍可享受优惠电价；第二档电价按居民用户合理承受水平核定；第三档为加价电价，其增收部分将用于弥补第一档优惠电价形成的交叉补贴。农村地区的电价优惠政策得以保留。此外，俄罗斯联邦政府还核定了 1.8 倍的上浮系数，用于核算采用电采暖的家庭在阶梯电价政策下的最大用电量额度。 今年 3 月，联邦反垄断局局长马克西姆・沙斯科利斯基在一场电价监管实务研讨会上透露，俄罗斯已有 76 个联邦主体推行居民用电阶梯电价机制，其余地区计划于 2026 年 1 月 1 日完成切换。该局数据显示，2025 年阶梯电价机制的落地，助力俄罗斯交叉补贴核定规模缩减 317 亿卢布。 联邦反垄断局表示，下一步将出台全新的核算办法，允许各地区结合自身气候、地理、社会及技术条件，个性化设定阶梯电价分档标准。今年 9 月，联邦反垄断局副局长根纳季・马加济诺夫在接受《能源无限》杂志采访时称，该局已草拟相关文件，计划将居民用电阶梯电价第一档月均用电量标准下调至 1200 千瓦时。据《专家》杂志报道，这一倡议已于 11 月获得俄罗斯政府电力能源发展委员会的批准。 电网企业整合改革 自 2025 年 1 月 1 日起，俄罗斯对区域性电网运营企业技术准入标准进一步收紧；同时，除莫斯科市（设两家核心电网运营企业）外，俄联邦各主体均启动核心电网运营企业运营机制，此类企业将全面负责辖区内电网业务的统筹管理。 早在 2016 年，俄政府便开始推行区域性电网运营企业资质认证制度，旨在规范数量激增的电网企业运营秩序。截至 2022 年，俄罗斯境内的区域性电网运营企业已超 1600 家。俄能源部与该国最大的国有电网企业俄罗斯国家电网公司均认为，有必要进一步提高区域性电网运营企业的准入门槛，以保障用户的电力供应可靠性。2022 年春季，俄联邦政府批准区域性电网运营企业标准分阶段收紧方案 —— 未达标企业将被撤销资质，进而失去从 “电价基金” 中获取成本补偿与收益的资格。具体标准如下：2023 年起，区域性电网运营企业的输电线路长度需不低于 20 公里，变电容量不低于 15 兆伏安；2024 年起，两项指标分别提升至 50 公里、30 兆伏安；2025 年起，指标进一步上调至 300 公里、150 兆伏安。 俄能源部表示，上述措施将推动电网行业的企业整合进程。大型电网企业可更高效地运用电价相关资金开展投资建设，从而扭转长期以来因资金投入不足导致的电网设备老化率持续上升的局面。 新规的核心要点，是确立了核心电网运营企业制度。此类企业由俄联邦各主体州长签发决议指定，是核心电网运营企业的统一责任主体，为电力传输服务用户及售电企业提供“一站式” 服务。核心电网运营企业肩负三项关键职能：接管无主电网资产、承接被撤销资质的区域性电网运营企业的电网资产、负责辖区内任何地点的故障抢修工作。 俄罗斯国家电网公司已在俄罗斯 69 个联邦主体获得核心电网运营企业资质。远东 9 个联邦主体的核心电网运营企业由俄罗斯水电集团旗下公司担任；伊尔库茨克州的相关资质归属伊尔库茨克电网公司；克里米亚和辛菲洛普地区为克里米亚电力公司；顿涅茨克、卢甘斯克、扎波罗热、赫尔松地区则由西南电网公司负责；鞑靼斯坦共和国为电网公司；巴什科尔托斯坦共和国为巴什基尔电力公司；库尔干州为苏恩科公司。而涅涅茨自治区暂无企业符合核心电网运营企业的资质标准。 2025 年 10 月，俄罗斯国家电网公司披露，作为核心电网运营企业，该公司已完成对超5.2 万处无主电网资产的产权登记。同时，公司已拟定超 2100 份电网资产移交协议，接收来自俄联邦各主体及地方政府的电网资产；针对部分存在争议的资产，相关司法程序正在推进中。同年年中，该公司曾透露，已提起超 500 起诉讼，要求地方政府提供应移交至核心电网运营企业的电网资产清单，并与核心电网运营企业签订该类资产的强制使用协议。 在履行核心电网运营企业职能过程中，俄罗斯国家电网公司共审查了 345 个电网投资项目，累计发现涉及金额达 400 亿卢布的违规问题。 燃气轮机产业加速发展 2025 年，俄罗斯国产大功率燃气轮机及相关零部件（含适配进口燃气轮机的零部件）国产化发展国家专项迎来首批成果落地。俄罗斯电网调度运营中心评估，搭载进口燃气轮机的发电机组总装机容量达 25 吉瓦。同年 10 月，隶属于俄罗斯国家技术集团的俄罗斯技术出口公司总经理亚历山大・普罗宁，在俄罗斯电力消费者协会上总结了首台国产大功率燃气轮机ГТД-110М的一年试运行情况。这台在克拉斯诺达尔边疆区 “乌达尔纳亚” 火电站投运的试点机组，运行期间基本未出现故障，运行时长甚至超出公司预期。不过，机组也暴露出一项设计缺陷 —— 整体结构不可拆卸，给日常运维和大修工作带来困难。普罗宁承诺，技术团队正研究多种改进方案，未来 2-3 年内，ГТД-110М燃气轮机将具备充分的市场竞争力。 俄罗斯第二款主力国产燃气轮机ГТЭ-170，由动力机械集团完成 3 台样机制造。其中两台已发往国际统一电力系统公司旗下的卡希拉热电站，另一台交付俄罗斯水电集团旗下的阿尔乔莫夫斯克第二热电厂—— 该厂还将接收一台同型号 170 兆瓦燃气轮机，共同组建一套总装机容量 440 兆瓦的发电机组。2026 年年中，动力机械集团计划向T PLUS能源公司旗下的彼尔姆第十四热电厂交付首台ГТЭ-65 型燃气轮机。 俄罗斯燃气轮机公司宣布将投产 6FA 型燃气轮机，燃气轮机现代技术公司则将推出ГТЭ-185 型燃气轮机。这两家企业均隶属于 “国际统一电力系统 — 机械制造” 集团。在俄罗斯能源周活动上，国际统一电力系统 - 机械制造公司总经理亚历山大・塔尼切夫透露，该公司近期将投产燃气轮机热通道部件修复车间；到 2026 年底，还将建成一座全新工厂，全面满足燃气轮机零部件的供应需求。 俄罗斯涡轮服务公司（原瑞士苏尔寿集团在俄业务承接方）的代表于 2025 年 4 月披露，旗下涡轮机械改造部门成立 1.5 年间，已实现近 300 种不同类型涡轮机零部件的国产化生产，其中包括 SGT-800 型燃气轮机的一级涡轮叶片。同年 7 月，该公司宣布将投资 12 亿卢布扩大燃气轮机零部件修复产能，预计年产能将从 15 台套提升至 25 台套。 2025 年 10 月初，俄罗斯天然气工业股份公司能源控股集团在图拉州投产涡轮叶片生产线，该生产线的年铸造产能达 2.3 万件。同年 11 月，阿姆科尔集团在喀山郊区建成一座燃气轮机设备制造厂。鞑靼斯坦共和国工业和贸易部表示，该厂可实现“全流程作业 —— 从零部件修复到西门子、通用电气燃气轮机热通道核心部件的量产”。 萨哈林涡轮服务公司也新开设一家通用电气燃气轮机维修中心。2025 年 9 月 20 日，该中心完成对南方萨哈林第一热电厂一台通用电气 LM-6000 型燃气轮机（装机容量 46 兆瓦）燃气轮机热端部件检修工作。制裁实施后，该型号燃气轮机的维修与运维一直是个难题。不过，2025 年 2 月，科瓦德拉能源公司曾宣布，其团队已独立完成沃罗涅日第二热电厂 LM-6000 型燃气轮机的中期维修。RIR能源公司服务中心—原 “科瓦德拉” 公司已并入该中心，2025年9月宣布，计划年内完成 5 台 LM-6000 型燃气轮机的中期维修，并实施该型号燃气轮机的首次本土化大修。 电力短缺预测 编制为期六年的《俄罗斯能源系统发展规划及实施方案》（以下简称《规划方案》），历来是俄罗斯电力行业的年度核心大事。2025 年，俄罗斯电网调度运营中心牵头汇总了 2026—2031 年的行业发展规划。本次规划并未对往期预测做出颠覆性调整，但进一步细化并扩充了需要新建发电装机的区域清单。 一项显著变化在于，规划将存在电力短缺预期的区域划分为两类。除传统意义上的短缺区域外，还单独划分出“潜在短缺区域”—— 这类区域若无法落实《至 2042 年电力设施布局总体规划》中的相关举措，未来就可能出现电力供应缺口。被划入此类的区域包括北贝加尔能源圈，以及整个西伯利亚联合电力系统。该区域的电力短缺风险，在很大程度上受到装机容量 450 兆瓦的捷尔马水电站项目推进情况的影响。根据《电力设施布局总体规划》，该水电站应于 2031 年投入运行，但截至目前，项目尚未动工建设。 下面重点分析三个电力短缺预期最为严峻的区域。第一个区域是西伯利亚联合电力系统的东南部。按照现有电网的常规运行模式测算，该区域 2031 年的电力短缺总量将达到 2.86 吉瓦。为填补这一缺口，外贝加尔边疆区和布里亚特共和国计划新建 1.05 吉瓦的火电装机，这一规模之外，还叠加了去年通过容量竞争遴选确定的 1.3 吉瓦新建项目。 与其他区域不同，东部联合电力系统面临的核心问题是电力供应量不足，而非发电装机容量短缺。预计到 2031 年，该区域的电力缺口将达 45.1 亿千瓦时，这就需要新建装机总量不低于 708 兆瓦的火电机组。2025 年夏季，俄罗斯电网调度运营中心曾组织新建发电项目的竞标工作，但最终无人参与投标。目前，政府部门倾向于通过俄联邦政府决议，以指令性方式分配相关建设项目。 在南部联合电力系统中，伏尔加格勒— 罗斯托夫输电断面预计将出现 752 兆瓦 的电力缺口，且该缺口为常规运行方式下的测算值。而在南部联合电力系统 — 库班断面的西南侧区域，电力短缺预期更是高达 2.1 吉瓦。该区域需要新增投运 2.18 吉瓦的火电装机。相关建设项目虽已初步获得批准，但在《规划方案》的编制过程中，监管部门对部分项目方案进行了调整。 例如，俄罗斯国家技术集团旗下的塔夫里切斯卡亚热电厂，原计划 2026 年新建 6 台单机容量 25 兆瓦的快装燃气轮机机组（总装机 150 兆瓦），这一方案现已被替换 —— 调整后将在同区域的特鲁多瓦亚燃气轮机热电厂，新建 6 台单机容量 22.5 兆瓦的快装燃气轮机机组，总装机规模降至 135 兆瓦，项目投运时间也推迟至 2027—2028 年。 原计划在塔夫里切斯卡亚热电厂建设的 235 兆瓦燃气蒸汽联合循环机组，调整为 225 兆瓦装机规模，投运时间定为 2029 年。俄罗斯国家技术集团旗下乌达尔纳亚热电厂的 235 兆瓦燃气蒸汽联合循环机组，投运时间提前一年至 2029 年；而原计划 2029—2030 年投运的两台单机容量 160 兆瓦的燃气蒸汽联合循环机组，现统一推迟至 2030 年投运。 俄罗斯天然气工业股份公司能源控股集团旗下的季纳亚热电厂（前称库班热电厂）项目，装机容量 470 兆瓦，厂址位于克拉斯诺达尔边疆区季纳亚区，项目投运时间推迟一年至 2030 年。国际统一电力系统公司旗下索契热电厂的 480 兆瓦燃气蒸汽联合循环机组项目，同样推迟一年，计划 2031 年投运。 此外，相关部门计划在 2026 年 6 月 1 日前在克里米亚地区部署 100 兆瓦储能系统，在库班地区部署 250 兆瓦储能系统。 投资相关问题 2025 年，俄罗斯电力行业监管机构与市场主体的核心工作任务，是为落实《至 2042 年电力设施布局总体规划》的各项举措，寻找资金来源并设计配套融资机制。据测算，新建超 88 吉瓦发电装机、电网基础设施，以及现役机组更新改造的总投资规模，将超过 42 万亿卢布。 当前，俄罗斯电力行业的投资工具主要依托容量供应协议机制运行：发电企业承诺新建或改造发电装机，以此换取电力批发市场用户支付的溢价容量电价，这种定价机制能够保障投资成本回收与合理收益率。该机制下的项目，通常通过公开竞标方式确定投资方。 然而，近年来在基准条件下，这一机制的有效性频频受挫。早在 2024 年，俄罗斯政府就未能通过竞标方式为南部地区筛选出新建电站项目，西伯利亚地区的相关竞标也不得不启动重招程序。2025 年，针对远东地区的新建发电项目竞标，同样无人问津 —— 要知道，哈巴罗夫斯克边疆区的项目竞标设定了上限成本，单位兆瓦的资本支出加上接入电力和天然气管网的费用，总计不超过 7.53 亿卢布。 市场主体私下透露，该价格并不具备合理性。除此之外，远东地区电力市场的主力军是国有企业俄罗斯水电公司，该公司长期面临高负债压力，难以筹措新的项目贷款，这也是影响投资积极性的重要因素。 最终，俄罗斯政府决定通过指令性方式，指定负责南部和远东地区项目建设的企业主体，但项目的具体实施条件尚未最终敲定。2025 年 10 月，俄联邦政府对《电力批发市场规则》进行修订，为指令性项目按实际成本定价提供了法规依据。根据新规，俄罗斯能源部必须在项目投运前 70 天，将项目建设成本核算报告提交至政府电力能源发展委员会审批。 但即便将项目建设成本支出规模提升至突破法定“上限” 的水平，也无法从根本上解决资金来源问题。在这种情况下，工业用户提出的电力项目预付款机制，或将成为一项关键举措。据俄罗斯电力生产者协会测算，若由用户预先支付 30% 的项目建设成本，那么在落实《至 2042 年电力设施布局总体规划》的 2025—2061 年期间，能够为用户降低约 20 万亿卢布的总用电成本。不过，这一构想的具体落地路径，目前仍处于行业讨论阶段。 2025 年秋季，俄罗斯能源部提出了投资问题的综合性解决方案，拟定了一份关于电力行业发展新机制的法案草案。草案提出要设立两个全新的行业机构，分别承担项目管理与融资职能。项目管理机构的核心职责包括：编制标准化的电站新建与改造项目方案、简化项目用地审批流程、制定能源设备的行业采购需求等。融资机构的核心任务是筹措项目资金，包括通过指定银行落实政府补贴资金等。 工业用户跨界转型发电主体 为推进《至 2042 年电力设施布局总体规划》的落实，俄罗斯大型工业电力用户提议，允许其参与建设一部分必要的发电装机。俄罗斯电力消费者协会理事会主席弗拉基米尔・图皮金解释称，到 2042 年，工业企业自主建设的发电装机规模，有望达到 15—17 吉瓦，不过更为现实的目标是 10 吉瓦。10 吉瓦的工业自备发电装机投运后，能够为《电力设施布局总体规划》的落实，减少 10—12 万亿卢布的资金缺口。 2025 年 9 月，在俄罗斯电力市场委员会协会举办的会议上，俄罗斯电力消费者协会理事会明确提出，应当赋予工业用户与电力企业平等参与发电装机新建及改造项目竞标的权利。工业用户还建议，将其建设的电站定性为 “批零兼营型”—— 发电产量一部分用于满足企业自身生产需求，另一部分则投向电力市场销售。 市场委员会主席马克西姆・毕斯特罗夫就这一提案作出评论时指出，市场参与者必须处于公平统一的市场环境中，且需平等承担电力容量与电量批发市场容量电价附加费带来的成本压力。此类附加费的征收目的在于保障统一电力系统的稳定运行，而在零售电力交易中并不存在该项费用。 俄罗斯电网运营中心副总经理费奥多尔・奥帕德奇表示，目前并没有政策障碍限制大型工业企业参与新建发电项目的竞标，但需要出台针对性的激励措施，相关具体方案仍有待进一步讨论。 这类激励措施与配套工具，有望率先在远东地区落地。2025 年 10 月，俄罗斯能源部电力发展司副司长奥尔加・阿鲁秋诺娃透露，能源部正在研究制定相关机制，允许远东地区的工业用户建设发电装机，不仅满足自身用电需求，还能向电网供电。 .阿鲁秋诺娃进一步解释道：“我想谈谈那些开展大型投资项目、具备自建发电装机潜力的工业用户。我们正与俄罗斯远东发展部协同推进相关工作，同时也在与多家大型工业用户对接，比如俄罗斯钻石公司、俄罗斯铜业公司、叶尔加煤炭公司等。这些企业都有意愿自建发电装机，既满足自身生产用电，也为区域电网供电。要实现这一目标，我们或许需要引入一些特殊的市场机制，以便承担保障电网足额供电所产生的相关成本支出。” 2025 年 10 月，雅库特共和国行政长官艾森・尼古拉耶夫表示，全球领先的优质炼焦煤生产商叶尔加煤炭公司，已提出一项倡议，计划通过自有资金在短期内在雅库特共和国建设装机容量 1 吉瓦的坎昆水电站。该公司还在考虑推进整个南雅库特水电站集群项目，集群总装机容量有望达到 10 吉瓦。 新规下的电力设施现代化改造项目遴选 2025 年秋季，俄罗斯电力行业迎来了备受期待的两项竞标工作 ——常规火电站现代化改造项目遴选，以及配套国产燃气轮机的火电站现代化改造项目遴选。本次竞标采用了俄联邦政府 2025 年 9 月底批准的全新规则。具体来看，不同规模燃煤机组的改造项目上限成本大幅上调：单机容量 90 兆瓦及以下机组，上限成本提升至原来的 3.4 倍；单机容量 90—400 兆瓦机组，上限成本提升至原来的 3.8 倍；单机容量超 400 兆瓦机组，上限成本提升至原来的 4.5 倍。此外，全功率段燃气机组的现代化改造项目上限成本，均提升至原来的 2.8 倍。 本次常规火电站现代化改造项目遴选，原计划筛选出总装机容量 2 吉瓦的项目，要求 2029 年完成改造并投运。竞标期间，共收到总装机容量 2430 兆瓦的项目申报，但最终并未完成全部配额，仅有总装机容量 1720 兆瓦的 14 个项目中标。中标企业包括莫斯科电力公司、国际统一电力系统公司、第16热电联产公司、Т PLUS能源公司、前进电力公司、第1热电联产公司、西伯利亚发电公司、 En+ 集团，以及俄罗斯国家原子能集团旗下的两家子公司 ——RIR能源公司与普里阿尔贡采矿化工生产联合体。 值得注意的是，2029 年度电力设施现代化改造项目遴选重，82% 的中标装机容量（涉及 13 个发电项目，总装机 1409 兆瓦）均为热电厂设备改造项目。 有 4 家中标电站曾参与过此前的常规火电站现代化改造项目遴选，但彼时中标企业因项目成本大幅攀升和 / 或设备供货延迟等因素，最终放弃了项目。例如，Т PLUS能源公司旗下的萨马拉热电厂和伊热夫斯克第二热电厂，此次申报的项目方案与此前弃标的方案基本一致；En+集团旗下的汽车厂热电厂、西伯利亚发电公司旗下的新西伯利亚第三热电厂，则是在调整项目参数后，重新入围改造计划。 本次配套国产燃气轮机的火电站现代化改造项目遴选，最终仅完成了 20% 的配额 —— 中标 10 个项目，总装机容量 1 吉瓦，而 2029—2031 年的项目规划配额总量为 5 吉瓦。 从中标结果来看，俄罗斯国家原子能集团旗下的RIR能源公司，将在 2029—2031 年期间对别尔哥罗德州的两座热电厂进行改造，新建 4 台单机容量 25 兆瓦的机组。鞑靼斯坦能源公司计划 2029 年 12 月前，在纳别列日内切尔内热电厂投运一台 236 兆瓦的燃气机组；2030 年，再在喀山第一热电厂和第二热电厂分别投运一台 61 兆瓦、一台 65 兆瓦的燃气机组。 此外，鞑靼石油公司旗下的下卡姆斯克热电厂，将于 2030 年 12 月前投运一台 195 兆瓦的燃气机组；隶属于国际统一电力系统公司的巴什基尔发电公司，计划 2030 年 12 月前在乌法第四热电厂投运一台 221 兆瓦的燃气轮机机组，2031 年 12 月前在普里乌法热电厂新增投运 125 兆瓦的燃气机组。 俄罗斯电力生产者协会指出，本次项目遴选结果充分反映出行业投资资源的严重短缺。该协会同时表示，希望在下一次项目遴选启动前，吸引投资进入电力行业、扩大能源设备行业订单这两大核心任务，能够在国家层面得到系统性解决。 2025 年 10 月中旬，在俄罗斯能源周的专题会议上，尤尼普罗能源公司总经理瓦西里・尼科诺夫坦言，配套国产燃气轮机的火电站现代化改造项目遴选设定的成本上限，不足以支撑项目落地。他在发言中展示的资料明确指出，在现行规则下，“基于燃气轮机的火电站现代化改造项目，因缺乏投资收益空间，对投资者完全没有吸引力”。 俄罗斯能源装备制造龙头企业动力机械集团，也公开呼吁，需要对项目竞标的规则条件进行新一轮调整。 行业监管机构认可了市场主体的诉求。在项目遴选初步结果公布的第二天，俄罗斯电网调度运营中心就提议，调整配套国产燃气轮机的火电站现代化改造项目遴选的相关参数，并组织一次补充竞标。不久之后，俄罗斯能源部副部长彼得・孔纽申科向俄塔社透露，能源部正在研究于 2026 年组织补充项目遴选的可行性。
选译自俄罗斯《能源无限》杂志。如有错漏之处，敬请指正，谢谢支持。
