ДИСТАНЦИОННОЕ ОБУЧЕНИЕ

Обучение по области Г.2.1 по промышленной безопасности

Удостоверение установленного образца с занесением в ФРДО. Без отрыва от работы.

Ответим на все вопросы по обучению

Узнать подробности

Написать в МАКС

Удостоверение

установленного образца

Запись в ФРДО

госреестр Рособрнадзора

От 16 часов

72 / 144 / 256 ч

Доставка по РФ

оригиналы курьером

Стоимость обучения

7 900 ₽ 24900 ₽ -30%

Рассрочка 658 ₽/мес на 12 месяцев без процентов

Договор и закрывающие документы

Внесение в ФРДО

Скан в день оплаты

Доставка по России

Бесплатная консультация

Менеджер свяжется в течение 15 минут · Без обязательств

8 800 550-24-62

О курсе

Аттестация Г.2.1 — эксплуатация тепловых электростанций

Область аттестации Г.2.1 «Эксплуатация тепловых электростанций (ТЭС)» охватывает крупнейший сегмент электроэнергетики РФ. Тепловые электростанции (ТЭС/ТЭЦ) производят ~65% электроэнергии страны (~700 млрд кВт·ч/год); 200+ крупных тепловых электростанций; работают на газе (75% мощности), угле (20%), мазуте (5%); включают паросиловые блоки, газовые турбины, парогазовые установки (ПГУ).

Кому нужна

Главные инженеры ТЭС, теплотехники, главные энергетики

Нормативная база

ПТЭ + Приказ Минэнерго № 229

Объём программы

72-200 часов, дистанционный формат

Документ

Удостоверение установленного образца, 5 лет

Курс охватывает работу ТЭС/ТЭЦ: паровые котлы (БКЗ-220/420/500, ТП-2150 для крупных ТЭС, ТГМ для угольных), паровые турбины (К-100/150/200/300/500/800 для конденсационных, ПТ для теплофикационных, Т для типовых ТЭЦ), генераторы синхронные (ТВВ-200-2А, ТГВ-300, ТВВ-500-2А, ТВВ-800-2А — водородо-водяное охлаждение), парогазовые установки ПГУ (газовая турбина + котёл-утилизатор + паровая турбина с КПД 56-62% против 36-42% традиционных паросиловых), системы технического водоснабжения, электрическая часть (главное распределительное устройство ГРУ, открытое распредустройство ОРУ, трансформаторы 200-1200 МВА), системы охраны труда и противопожарной защиты.

Аттестация Г.2.1 нужна главным инженерам и теплотехникам ИТР всех крупных тепловых электростанций РФ: ОГК-1, ОГК-2, ОГК-3, ОГК-4, ОГК-5, ОГК-6 (Оптовые генерирующие компании — основные операторы крупных ТЭС после реформы РАО ЕЭС 2008 года); ТГК-1, ТГК-2, ТГК-3, ..., ТГК-14 (Территориальные генерирующие компании — региональные); Мосэнерго (Москва); Ленэнерго (Санкт-Петербург); Иркутскэнерго (Восточная Сибирь); Татэнерго (Татарстан); Башкирэнерго (Башкортостан); крупные промышленные ТЭС при металлургических, нефтехимических, химических комбинатах (ММК-ТЭЦ, НЛМК-ТЭЦ, Северсталь-ТЭЦ, ЛУКОЙЛ-ТЭС, Сибур-ТЭЦ).

Что вы изучите на курсе Г.2.1

ПТЭ электрических станций и сетей РФ (Приказ Минэнерго № 229 от 19.06.2003) — основной документ
Конструкция и работа паровых котлов крупных ТЭС: барабаны, экранные и конвективные поверхности нагрева, пароперегреватели, экономайзеры, воздухоподогреватели; температура пара 540-565°C, давление 13,8-24 МПа
Паровые турбины: конденсационные К (для производства только электроэнергии), теплофикационные ПТ и Т (для совместной генерации тепла и электроэнергии — когенерация)
Генераторы: синхронные с водородно-водяным охлаждением; мощность 100-1200 МВт; КПД 98-99%; напряжение генерации 13,8-22 кВ
Парогазовые установки (ПГУ): современный высокоэффективный тип; КПД 56-62%; основа новой генерации в РФ; оборудование Siemens-Россия (до 2022), GE, Mitsubishi, российские Силовые машины
Системы технического водоснабжения: пруды-охладители, градирни; охлаждение конденсаторов турбин

Документ по окончании

Выдаётся удостоверение о повышении квалификации установленного образца «Эксплуатация тепловых электростанций (Г.2.1)» с указанием часов (72-200). Соответствует ст. 76 ФЗ-273, заносится в ФРДО. Документ обязателен для главных инженеров и директоров ТЭС/ТЭЦ, начальников турбинного и котельного цехов, главных энергетиков, ИТР электротехнической службы крупных промышленных предприятий с собственной генерацией.

Тепловая электроэнергетика — основа российской энергосистемы (65% электрогенерации, 90% теплоснабжения городов). Современные ПГУ-ТЭС достигают КПД 62% против 36-42% старых паросиловых; модернизация продолжается. Саяно-Шушенская показала, что крупная авария в энергетике стоят десятки жизней и миллиарды рублей; ТЭС также не свободны от аварий — взрывы котлов, аварии турбин (типовые случаи 5-10 в год в РФ).

Юридические основания программы

ФЗ-35 от 26.03.2003 «Об электроэнергетике»
ФЗ-190 от 27.07.2010 «О теплоснабжении»
ПТЭ электрических станций и сетей РФ (Приказ Минэнерго № 229)
ФНП Приказ Ростехнадзора № 536 (оборудование под давлением)
ФНП Приказ № 531 (газоснабжение)
ПУЭ — Правила устройства электроустановок
Постановление Правительства РФ № 1357 (порядок аттестации)

Совет от методистов

Для главного инженера ТЭС обязательно: Г.2.1 (ТЭС — основная) + Г.2.2 (тепловые сети) + Б.8.1, Б.8.2 (сосуды под давлением и котлы) + Б.7.1 или Б.7.6 (газовое хозяйство) + Г.1 (электроустановки потребителей). На тестировании Г.2.1 ключевые темы: 1) Параметры пара и КПД для разных типов ТЭС (паросиловые vs ПГУ); 2) Защиты котлов от падения уровня воды и других аварийных сценариев; 3) Регламент работы турбоагрегатов; 4) Электрическая часть ТЭС (генераторы, трансформаторы, ГРУ/ОРУ); 5) Совмещение производства электроэнергии и тепла (когенерация) — главное конкурентное преимущество ТЭЦ.

Учебный план

Программа «Обучение по области Г.2.1 промышленной безопасности»

Программа охватывает компетенции для аттестации по области Г.2.1:

Нормативная база

ФЗ-116 (ОПО)
ФНП области Г.2.1
ПП РФ № 1357 (аттестация)
Приказы Ростехнадзора
ФНП по видам работ

Категорирование объектов

I-IV категории опасности
Особенности ОПО эксплуатации электроустановок до 1000 В
Регистрация в реестре
Декларация ПБ
Страхование

Безопасная эксплуатация

Особенности оборудования эксплуатации электроустановок до 1000 В
Технологические регламенты
Технадзор
ППК (производственный контроль)
Аварийные ситуации

Аттестация работников

Подача заявки в Ростехнадзор
Подготовка 72-200 ч
Тестирование 100 вопросов
Удостоверение на 5 лет
Переаттестация

Документация

Декларация ПБ
Технологические регламенты
Журналы наблюдения
Графики ТО
Акты расследования ЧП

Ответственность

Административная (КоАП ст. 9.1)
Уголовная (УК ст. 217)
Гражданская
Дисциплинарная
Корпоративная

* Наши курсы постоянно обновляются методическим отделом в соответствии с изменениями в законодательстве, и возможно, итоговая программа будет немного отличаться. Уточнить актуальный план или оставить заявку на разработку персональной программы обучения вы можете по телефону 8 800 550-24-62

Запросить актуальную программу

Итоговая аттестация и документ

По завершении проводится итоговое тестирование. После успешной сдачи выдаётся удостоверение о повышении квалификации установленного образца с занесением в ФИС ФРДО Рособрнадзора.

Удостоверение

Удостоверение о прохождении курсов повышения квалификации по промышленной безопасности, безопасности в сфере электроэнергетики и гидротехнических сооружений

УЦ ОбрПрофи

Почему выбирают наш центр

Лицензированное образовательное учреждение с 15-летней историей. Наша команда — это методисты, преподаватели и менеджеры, которые сопровождают каждого слушателя от заявки до получения документов.

Государственная лицензия

Минобразования № Л035-01265-18/00256787

Внесение в ФРДО

Все документы регистрируются в реестре Рособрнадзора

Персональный менеджер

Сопровождение от заявки до получения документов на руки

10 000+

специалистов выпущено

200+

компаний-клиентов

10 000+

выпускников

Как пройти повышение квалификации в «ОбрПрофи»?

ЗАПОЛНЕНИЕ
ЗАЯВКИ 1

ОТПРАВКА НА ВАШ
E-MAIL : ДОГОВОРА, СЧЕТА И ДАННЫЕ К СДО 2

ОБУЧЕНИЕ И ТЕСТИРОВАНИЕ 3

ОПЛАТА
ОБУЧЕНИЯ 4

ПОЛУЧЕНИЕ УДОСТОВЕРЕНИЙ 5

Формат обучения:
дистанционный (без отрыва от производства) или очный

Наши гарантии

Проверка в ФИС ФРДО — данные о выданном документе вносятся в федеральный реестр

Актуальные программы — соответствуют профессиональным стандартам и ФГОС

Персональное сопровождение — от записи до получения документов на руки

Возврат средств — полный возврат, если обучение не соответствует заявленному

Консультация

Написать в МАКС

8 800 550-24-62

Готовы записаться на курс?

Менеджер свяжется в течение 15 минут, ответит на вопросы и оформит документы

Наша
Лицензия

Регистрационный номер: № Л035-01265-18/00256787

Проверить действительность лицензии

Часто задаваемые вопросы

Российская тепловая электроэнергетика — крупнейший сегмент электрогенерации. Структура: 1) Общая установленная мощность тепловых электростанций РФ — около 165 ГВт (65% от общей мощности 250 ГВт); 2) Годовая выработка — 700-720 млрд кВт·ч (65% от 1100 млрд кВт·ч); 3) Топливная структура: газ ~75%, уголь ~20%, мазут ~5%; 4) Количество крупных тепловых станций — около 200 ТЭС/ТЭЦ мощностью свыше 100 МВт каждая. Крупнейшие ТЭС РФ: 1) Сургутская ГРЭС-2 (Тюменская обл., ОГК-2) — 5687 МВт; крупнейшая газовая ТЭС в мире (на природном газе из попутного нефтяного газа); 2) Рефтинская ГРЭС (Свердловская обл., Энел Россия — до 2022, затем СУЭК) — 3800 МВт; крупнейшая угольная ТЭС в Европе; 3) Костромская ГРЭС (Костромская обл., ОГК-2) — 3600 МВт; газо-мазутная; 4) Сургутская ГРЭС-1 (ОГК-2) — 3286 МВт; 5) Берёзовская ГРЭС (Красноярский край) — 2400 МВт угольной; 6) Конаковская ГРЭС (Тверская обл., Энел Россия) — 2520 МВт; 7) Ставропольская ГРЭС — 2400 МВт; 8) Заинская ГРЭС (Татарстан) — 2200 МВт; 9) Пермская ГРЭС — 2400 МВт; 10) Нижневартовская ГРЭС — 2200 МВт. Крупные ТЭЦ: 1) Мосэнерго владеет 12 крупными ТЭЦ Москвы — общая мощность 12,5 ГВт; крупнейшие — ТЭЦ-26 (1837 МВт), ТЭЦ-22 (1310 МВт), ТЭЦ-25 (1370 МВт); 2) ТГК-1 (Северо-Западный регион) — крупные ТЭЦ Санкт-Петербурга, Карелии; 3) Региональные ТГК — для городов и промышленности. Основные операторы: 1) ОГК-1 (5,4 ГВт — частично распродана и реструктуризирована); ОГК-2 (18 ГВт — Газпром Энергохолдинг); ОГК-3 — банкрот; ОГК-4 (Юнипро, бывшая E.ON Россия — 11 ГВт); ОГК-5 (Энел Россия, после 2022 переход под российский контроль — 9 ГВт); 2) ТГК-1 (Газпром, 7 ГВт); ТГК-2; ..., ТГК-14; 3) Атомэнергопром-ТЭС (тепловая часть АЭС); 4) Промышленные собственные ТЭС крупных предприятий (Норникель, РУСАЛ, ММК, НЛМК, Северсталь). Доля ТЭС в российской генерации постепенно снижается за счёт развития атомной энергетики и ВИЭ, но остаётся доминирующей и долгие годы будет основой энергосистемы.

Парогазовая установка (ПГУ) — современный высокоэффективный тип тепловой электростанции, объединяющий газовую и паровую турбины в единый цикл с КПД 56-62% (против 36-42% традиционных паросиловых ТЭС). Принцип работы: 1) Природный газ (или другое жидкое топливо) сжигается в камере сгорания газовой турбины (ГТУ); 2) Газы при температуре 1200-1500°C расширяются в проточной части газовой турбины; 3) Турбина крутит электрогенератор (мощность 50-450 МВт у современных газовых турбин); 4) Выхлопные газы ГТУ с температурой 550-650°C направляются в котёл-утилизатор (КУ — Heat Recovery Steam Generator HRSG); 5) В котле-утилизаторе тепло выхлопных газов используется для парогенерации; 6) Пар направляется в паровую турбину (ПТ); 7) Паровая турбина крутит второй генератор; 8) Отработавший пар конденсируется в конденсаторе (как у обычной паросиловой); 9) Конденсат возвращается в котёл-утилизатор; цикл замыкается. Преимущества ПГУ: 1) КПД — 56-62% (против 36-42% у паросиловых); 2) Экономичность — на 25-30% меньше расход топлива на единицу электроэнергии; 3) Меньшие выбросы CO₂ (40-60% от паросиловых); 4) Низкие выбросы NOx (~30-60 мг/м³ против 200-400 на паросиловых); 5) Быстрый пуск — холодный пуск 1-2 часа, горячий 30-60 минут (против 4-8 часов у паросиловых); 6) Гибкость в регулировании нагрузки. Конфигурации: 1) Одновальная (1×1×1) — газовая турбина + котёл-утилизатор + паровая турбина + 1 общий генератор; компактная; 2) Двухвальная (1×1×1+1) — отдельные генераторы для ГТУ и ПТ; 3) Многовальная (2×2×1, 3×3×1) — несколько ГТУ + КУ + одна ПТ; для крупных электростанций. Современные ПГУ-ТЭС РФ: 1) Невинномысская ГРЭС блоки ПГУ — Энел Россия; 2) Сургутская ГРЭС-2 — частично ПГУ; 3) Среднеуральская ГРЭС (Свердловская обл.) — ПГУ блоки; 4) Краснодарская ТЭЦ — ПГУ; 5) Серовская ГРЭС ПГУ — в работе. Производители ПГУ: 1) До 2022 — Siemens (Германия, через Siemens Power), GE Power (США), Mitsubishi (Япония) поставляли газовые турбины в РФ; крупнейшие проекты — Краснодарская ТЭЦ, Невинномысская ГРЭС; 2) После 2022 — резкое сокращение импорта, активизация российских (Силовые машины, Объединённая Двигателестроительная Корпорация — ОДК газовые турбины) и китайских (Harbin Electric, Dongfang Electric) поставщиков; 3) Главный российский тренд — программа модернизации и строительства ПГУ-ТЭС с целью повышения общего КПД энергосистемы. Перспективы — ПГУ постепенно станут основным типом тепловой генерации в РФ к 2035-2040.

Когенерация (комбинированная выработка электроэнергии и тепла, CHP — Combined Heat and Power) — особенность ТЭЦ; одна установка генерирует и электроэнергию, и тепло для централизованного теплоснабжения. Принцип: 1) Паровая турбина имеет промежуточный отбор пара при средних давлениях (3-15 бар) и температурах (150-250°C); 2) Этот пар не идёт на конденсатор (где терялось бы низкопотенциальное тепло), а отбирается для нагрева сетевой воды через теплообменники-бойлеры; 3) Сетевая вода нагревается до 70-130°C и направляется в магистральные тепловые сети для теплоснабжения городов; 4) После отбора оставшийся пар продолжает расширение в турбине до конденсационного давления (для дополнительной электрогенерации). КПД когенерации: 1) Только электрогенерация (конденсационная ТЭС) — 36-42% по электричеству; остальное 58-64% — теряется как низкопотенциальное тепло в конденсаторе; 2) Когенерация на ТЭЦ — общий КПД 80-90% (электричество 25-35% + тепло 50-55%); 3) Экономия топлива при когенерации — 25-30% по сравнению с раздельной выработкой электроэнергии на конденсационной ТЭС + тепла в котельной. Преимущества когенерации: 1) Высокая энергоэффективность; 2) Экономия топлива и снижение выбросов CO₂; 3) Использование «отработанного» тепла для полезных нужд (отопление); 4) Стабильность работы — связка с тепловой нагрузкой города как «базовый потребитель»; 5) Экономическая эффективность за счёт продажи двух продуктов. Российские ТЭЦ — особо важная категория: 1) Большинство крупных российских городов отапливается централизованно от ТЭЦ; 2) Москва — крупнейшая в мире система централизованного теплоснабжения; 96% жилья отапливается от ТЭЦ Мосэнерго; 3) Санкт-Петербург — централизованное теплоснабжение от ТГК-1; 4) Региональные центры — обычно 1-3 крупные ТЭЦ + малые котельные. Тенденции когенерации: 1) Расширение применения с переходом на газовые турбины и микро-турбины для распределённой генерации (когенерация в офисных и торговых центрах); 2) Тригенерация — добавление абсорбционных холодильных машин для производства холода (электричество + тепло + холод); эффективное использование тепла летом, когда отопление не требуется; 3) Развитие промышленной когенерации — на крупных промпредприятиях с потребностью в технологическом паре. Современные малые когенерационные установки 0,5-5 МВт — основа распределённой генерации; в РФ применяются на промышленных предприятиях и в коммерческой недвижимости; экономическая окупаемость 4-7 лет.

Аварии на тепловых электростанциях — регулярные ЧП с серьёзными последствиями. Известные катастрофы и инциденты: 1) Сургутская ГРЭС-1 — пожар на блоке 800 МВт (2002), полностью разрушен котёл и часть турбинного оборудования; ущерб 200+ млн ₽; восстановление 18 месяцев; 2) Костромская ГРЭС — взрыв в котельной (2011) с разрушением части здания, 3 пострадавших; 3) Барнаульская ТЭЦ-2 — взрыв котла (2009), 2 погибших; нарушение режима эксплуатации с упуском воды; 4) Хабаровская ТЭЦ-2 — взрыв на котельной (2015), 3 погибших; нарушение регламентов; 5) Череповецкая ГРЭС — пожар на турбинном зале (2008); 6) Среднеуральская ГРЭС — авария на главном трансформаторе с пожаром (2014); 7) Краснодарская ТЭЦ — авария на ПГУ (2017), без жертв; 8) Регулярные мелкие инциденты — взрывы паропроводов, прорывы трубок котлов, аварии вспомогательных систем (~100-200 в год по РФ для крупных ТЭС). Типичные причины: 1) Технические — отказы оборудования, износ котельных труб (типовая «трубка» котла рассчитана на 100-200 тыс. часов работы, при достижении ресурса — высокий риск разрывов с выбросами пара), отказы регулирующей арматуры, неисправности защитных систем; 2) Организационные — нарушения регламентов (продувка топки перед розжигом, контроль уровня воды в барабане), недостаточное ТО; 3) Субъективные — ошибки операторов (особо при пусках после ремонтов), нарушения дисциплины. Последствия: 1) Гибель и травмы персонала; 2) Длительные простои оборудования (от нескольких суток до полугода); 3) Большой материальный ущерб (от десятков млн до нескольких млрд ₽ для крупных аварий); 4) Потери выручки от выработки электроэнергии и тепла; 5) Нарушения теплоснабжения городов в зимний период (особо опасно); 6) Уголовная ответственность виновных (типовая ст. 217 УК РФ). Профилактика: 1) Регулярное ТО и капитальные ремонты по графику; 2) Замена изношенного оборудования; 3) Обновление систем автоматики и защиты; 4) Качественное обучение и аттестация персонала (Г.2.1 — обязательная); 5) Регулярные тренинги и противоаварийные тренировки; 6) Внедрение современных систем мониторинга оборудования с предиктивным обслуживанием. Современные тренды — цифровизация ТЭС с непрерывным мониторингом всех ключевых параметров и AI-анализом для раннего выявления аномальных трендов; пилотные проекты в Мосэнерго, Россетях, ОГК-2 с 2018-2020 годов.

Модернизация российских ТЭС — масштабная программа 2020-2030 годов с государственной поддержкой; цель — обновление парка электрогенерации, повышение эффективности, экологичности, надёжности. Программа КОММОД (Конкурентный отбор мощности обновляемых тепловых электростанций): 1) Утверждена Постановлением Правительства РФ № 43 от 25.01.2019; 2) Объём программы — 41 ГВт мощности к 2031 году; 3) Финансирование — через специальные тарифные надбавки для энергорынка; 4) Конкурсный отбор проектов модернизации с приоритетом самых эффективных. Главные направления модернизации: 1) Реконструкция паросиловых блоков — замена устаревших турбин и котлов на современные с увеличением КПД на 5-10% и продлением срока службы на 20-25 лет; 2) Переход на парогазовые установки (ПГУ) — для газовых ТЭС; повышение КПД с 36-42% до 56-62%; 3) Установка систем экологической защиты — современные системы очистки дымовых газов (электрофильтры, скрубберы для SO₂, селективное каталитическое восстановление NOx); 4) Цифровизация управления — переход на современные АСУ ТП с интегрированным контролем всех параметров; 5) Замена изношенного вспомогательного оборудования (насосы, дымососы, вентиляторы) на современное частотно-регулируемое; 6) Установка систем непрерывного мониторинга работоспособности оборудования (Predictive Maintenance). Крупнейшие проекты модернизации 2020-2025: 1) Невинномысская ГРЭС — реконструкция блока ПГУ-410 МВт; 2) Заинская ГРЭС — модернизация блоков; 3) Сургутская ГРЭС-2 — переход части блоков на ПГУ; 4) Костромская ГРЭС — модернизация блока 800 МВт; 5) Региональные крупные ТЭЦ — Мосэнерго ТЭЦ-22, ТЭЦ-26; ТГК-1 ТЭЦ СПб. Стоимость модернизации: 1) Капремонт паросилового блока 200-300 МВт — 8-15 млрд ₽; 2) Реконструкция в ПГУ блок 400-500 МВт — 25-50 млрд ₽; 3) Полная замена устаревшего блока — 50-100 млрд ₽. Финансирование — через ДПМ (Договоры о поставках мощности — гарантирующие возврат инвестиций за счёт повышенных тарифов на мощность от потребителей в течение 15-25 лет). После 2022 года — корректировка программы с учётом ограничений на импорт оборудования (Siemens, GE, Mitsubishi прекратили поставки газовых турбин); активизация российских (Силовые машины, ОДК) и китайских (Harbin Electric, Dongfang) поставщиков; разработка отечественных газовых турбин большой мощности (>200 МВт) — крупная программа Минэнерго и Минпромторга. Перспективы — к 2030 году доля современного и модернизированного оборудования в российской тепловой электрогенерации повысится с текущих 30% до 60-70%; снижение топливных затрат, выбросов CO₂ на 10-15%; повышение надёжности энергоснабжения.

Современные тенденции российской электроэнергетики: 1) Постепенный рост доли низкоуглеродной генерации — атомной (с 20% до целевых 25-30% к 2035), гидро (стабильно 20%), ВИЭ (с 0,5% до 5-10% к 2035 — ветровые и солнечные); снижение доли тепловой с 65% до 55-60%; 2) Программа модернизации тепловых ТЭС — описано выше; 3) Развитие гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) для регулирования энергосистемы; пилотные проекты Загорская-2, Ленинградская ГАЭС; 4) Развитие межсистемных линий электропередачи — для оптимизации перетоков между регионами; крупные проекты ФСК ЕЭС; 5) Цифровизация энергосистемы — Smart Grid с двунаправленной связью между потребителями и поставщиками; AI-управление; интеллектуальные счётчики (программа массового внедрения 2020-2025 — 70+ млн установлено); 6) Развитие распределённой генерации — малые ТЭС на промышленных предприятиях, микро-турбины и когенерационные установки в коммерческих зданиях; снижение зависимости от централизованной системы; 7) Накопители энергии — литий-ионные батарейные комплексы для регулирования; пилотные проекты у крупных потребителей и сетевых операторов; 8) Возобновляемая энергетика — крупнейшие российские ВИЭ-проекты: Кочубеевская ВЭС (Ставропольский край, 210 МВт — крупнейшая ветровая в РФ), Бугульчанская СЭС (Башкирия, 100 МВт — солнечная), Адыгейская ВЭС (150 МВт); общий парк ВИЭ в РФ — 5+ ГВт к 2025 году; 9) Экспорт электроэнергии — рост экспорта на Восток (в Китай, Монголию, страны Центральной Азии); пиковые экспортные мощности достигают 15-25 ГВт через Иркутскую систему и Дальний Восток; 10) Развитие водородной энергетики — пилотные проекты получения «зелёного» водорода из ВИЭ электролизом; перспективное направление для безуглеродной энергетики 2030-2040. Главные вызовы: 1) Старение основной инфраструктуры — большая часть ТЭС построена в 1960-1980-е; программа модернизации; 2) Технологическое отставание от мировых лидеров (особо в области газовых турбин большой мощности); после 2022 года — программа импортозамещения; 3) Кадровый дефицит — нехватка квалифицированных энергетиков всех уровней; 4) Климатические риски — для южных ТЭС угроза дефицита воды для охлаждения; для арктических — таяние мерзлоты, влияющее на фундаменты; 5) Кибербезопасность — критическая важность для энергосистемы. Аттестация Г.2.1 будет всё более востребована — особо для специалистов с современными технологическими компетенциями (ПГУ, цифровизация, экологическая безопасность). Перспективы — российская электроэнергетика к 2035 должна стать одной из самых чистых и эффективных в мире за счёт сочетания АЭС, ГЭС, модернизированных ТЭС, ВИЭ и водородных технологий.