Генерирующие компании «Интер РАО», «Газпром энергохолдинг», ЛУКОЙЛ и «Технопромэкспорт» предложили правительству проекты мощностью свыше 2 ГВт для покрытия энергодефицита на юге РФ. Попытка провести конкурс для этих целей в августе провалилась, теперь правительство будет определять инвесторов в ручном режиме. Сооружение генерации в заявленных объемах эксперты сейчас оценивают в 309–350 млрд руб., оговариваясь, что окончательная цена будет определена после завершения строительства объектов и прохождения главгосэкспертизы.
МОСКВА, 16 сентября (BigpoweNews) – «Коммерсанту» стали известны параметры
проектов по строительству ТЭС на юге РФ, в Адыгее и Краснодарском крае, которые
правкомиссия по развитию электроэнергетики будет отбирать в ручном режиме. Как
следует из письма заместителя главы Минэнерго Павла Сниккарса в правительство
от 4 сентября, с которым удалось ознакомиться газете, к настоящему времени
подписано распоряжение об освобождении господина Сниккарса от должности
замминистра), на строительство генерации могут претендовать проекты «Интер
РАО», «Газпром энергохолдинга» (ГЭХ), ЛУКОЙЛа и «Технопромэкспорта» общей
мощностью свыше 2 ГВт.
В августе конкурс на строительство до 941 МВт новых мощностей на юге не
состоялся. Инвесторы в новую генерацию традиционно окупают свои вложения за
счет оптового энергорынка, который платит надбавку за новую мощность. Тогда
заявку на конкурс подал только ГЭХ, который хотел построить до 470 МВт на
Кубанской ТЭС, но указал в ней завышенный CAPEX, из-за чего заявка не была
отобрана. После этого Минэнерго предложило назначать генкомпании, ответственные
за строительство мощностей на юге. CAPEX проектов при этом не будет ограничен,
его предлагается установить уже по итогам прохождения главгосэкспертизы, как в
случае с Новоленской ТЭС, которую «Интер РАО» строит в Якутии.
Строительство генерации в энергосистеме Юга необходимо для покрытия
растущего энергодефицита в регионе, общий объем которого оценивался примерно в
1 ГВт до 2029 года. Согласно докладу Павла Сниккарса, в новом проекте
«Схемы и программы развития электроэнергетики до 2030 года» диспетчер
энергосистемы прогнозирует дефицит активной мощности уже в размере
2,135 ГВт (в случае завершения строительства ВЛ 500 кВ
Тамань—Тихорецк). Как сообщается в письме, темпы роста энергопотребления в
энергосистеме Юга «многократно опережают среднероссийские». С учетом жаркой
погоды, установившейся этим летом, это привело к первым за многие годы
полномасштабным веерным отключениям в местной энергосистеме.
Как следует из письма, «Интер РАО» хочет расширить свои площадки
на Сочинской ТЭС на 480 МВт и Джубгинской ТЭС на 120–130 МВт, в том
числе за счет оборудования российских заводов-изготовителей. Компания
планировала вывести на этих ТЭС энергоблоки общей мощностью 358 МВт,
построенные на турбинах SGT-700 Siemens и LMS100PB General Electric.
«ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго» предлагает возвести новый паросиловой энергоблок на
330 МВт на Краснодарской ТЭЦ.
ГЭХ рассматривает возможность строительства парогазового энергоблока
мощностью 470 МВт на базе турбин ГТЭ-170 «Силовых машин» на площадке
Адлерской ТЭС, но у этого проекта есть проблемы с выделением земельного
участка. В качестве альтернативы возможен вариант строительства энергоблока на
170 МВт на базе машины ГТД-110М ОДК (входит в «Ростех»). Также ГЭХ изучает
возможность строительства новой ТЭС «Кубанская» в северной части Центральной
Кубани мощностью 470 МВт на базе ГТЭ-170 и ждет подтверждения возможности
подачи газа на проект от «Газпрома» начиная с 2029 года.
Еще один претендент — подконтрольное «Ростеху» ООО «ВО
«Технопромэкспорт„» (ТПЭ) — уже был назначен единственным поставщиком мощности
на своей Ударной ТЭС. Изначально «Ростех» хотел без конкурса построить в Крыму
и Тамани 1 ГВт на российских и иранских газовых турбинах, на что получил
одобрение президента. Тогда компания предлагала построить один блок на
Таврической ТЭС на 250 МВт, а также три энергоблока на 760 МВт — на
Ударной. В итоге в мае правкомиссия одобрила только новый энергоблок на Ударной
на 250 МВт. Теперь, по данным “Ъ”, компания предлагает построить на
Ударной ТЭС два энергоблока на ПГУ-170 на базе турбин ГТД-110М мощностью
340 МВт взамен энергоблока на 250 МВт, а также увеличить мощность
Ударной ТЭС еще на 340 МВт до конца 2029 года. Помимо этого, ТПЭ
предлагает к 2027 году построить на Ударной ТЭС две энергоустановки малой
мощности на базе ГТЭС-25A ОДК по 25 МВт. Но в Минэнерго считают, что этот
проект будет актуален только до первого квартала 2026 года.
Источник «Коммерсанта», знакомый с ситуацией, подтвердил содержание
обращения. В «Ростехе» от комментариев отказались. В «Интер РАО» подтвердили
обращение, оставив без комментариев остальные параметры проектов. В ГЭХ и
ЛУКОЙЛе не ответили, отмечает газета.
В Минэнерго изданию сообщили, что правительственная комиссия выслушает
предложения компаний, оценит глубину проработки проектов и примет решение, там
же будут определены сроки строительства генерации.
Дату проведения правкомиссии в ведомстве не уточнили. В «Сообществе
потребителей энергии» считают, что все проекты должны пройти жесткий ценовой и
технологический аудит, подкрепленный общественным обсуждением, а регулятор
должен ограничить доходность проектов разумным уровнем.
Совокупная мощность заявленных генерирующих объектов колеблется от
2,26 ГВт до 2,56 ГВт. Исходя из базовых удельных капитальных затрат
на строительство сооружение генерации в этих объемах оценивается в
309–350 млрд рублей, посчитал директор Центра исследований в
электроэнергетике НИУ ВШЭ Сергей Сасим. Так как цена будет определяться после
строительства, стоимость, вероятнее всего, будет заметно выше, добавляет он,
пишет «Коммерсант».
Эксперт отмечает, что при существующем профиците мощности в размере 28% в
Единой энергосистеме РФ 88% локальных дефицитов планируется закрыть через
строительство новой генерации. «В условиях снижения конкуренции на оптовом
рынке возрастают риски монопольного увеличения стоимости строительства в рамках
новых отборов мощности»,— считает С. Сасим. По его мнению, новое электросетевое
строительство в качестве альтернативы могло бы стимулировать повышение
эффективности использования существующих профицитов генерирующих мощностей.