«Технопромэкспорт», «Газпром энергохолдинг» и «Интер РАО» стали основными претендентами на строительство 2 ГВт новой генерации на юге России, необходимых для покрытия энергодефицита региона, что летом уже привело к первым за многие годы веерным отключениям. Правительство рассмотрит три варианта размещений генобъектов, отличающихся объемом возведения мобильных газотурбинных установок (ГТУ). Наиболее приоритетным считается строительство ГТУ на 500 МВт и парогазовых энергоблоков на 1,451 ГВт стоимостью 355,5 млрд рублей.
МОСКВА, 15 ноября (BigpowerNews) – «Коммерсант» узнал варианты размещения
новых ТЭС на юге РФ, которые правкомиссия по развитию электроэнергетики будет
отбирать в ручном режиме 18 ноября. Таким образом планируется закрыть дефицит
мощности объемом не менее 1,926 ГВт, который прогнозируется в регионе до
2030 года. В схемах фигурируют проекты «Газпром энергохолдинга» (ГЭХ),
входящего в «Ростех» «Технопромэкспорта» (ТПЭ) и «Интер РАО». Прежде свои
предложения подавал ЛУКОЙЛ. Ранее были приняты решения по строительству двух
энергоблоков по 250 МВт на Таврической и Ударной ТЭС ТПЭ.
Энергосистема юга из-за жары этим летом не выдержала сверхнагрузок, что
привело к первым за многие годы полномасштабным веерным отключениям. В августе
правительство решило провести отбор на строительство до 941 МВт новых
мощностей в регионе, но он не состоялся. Инвесторы в новую генерацию в РФ
окупают вложения за счет оптового энергорынка, который платит надбавку за новую
мощность. Единственную заявку летом подал ГЭХ, но из-за превышения предельного
CAPEX она была отклонена. После этого Минэнерго предложило назначать
генкомпании, ответственные за строительство мощностей на юге.
По материалам правкомиссии, пишет «Коммерсант», базовая доходность проектов
— 14%, удельный CAPEX проектов парогазовых установок (ПГУ; помимо газовой
включает паровую турбину) — 215,56–240 тыс. рублей за 1 кВт, ГТУ —
120 тыс. рублей за 1 кВт.
Компоновки, вынесенные на правкомиссию, отличаются объемами строительства
мобильных ГТУ.
По данным издания, поставщиком оборудования может стать Объединенная
двигателестроительная корпорация (ОДК, входит в «Ростех»).
Первый вариант предполагает строительство 2,326 ГВт, из которых
1,95 ГВт — ПГУ. Дополнительно к этим объемам предлагается ввод мобильных
ГТУ на 375 МВт — 15 машин по 25 МВт в Краснодарском крае с января
2025 года по январь 2027 года. Общий CAPEX этого варианта — 448,3 млрд
рублей, следует из материалов к правкомиссии.
Новые ПГУ предлагается возвести на Таврической и Ударной ТЭС ТПЭ, «Интер
РАО» предлагает расширить мощность Сочинской ТЭС на 480 МВт, еще
470 МВт хочет построить ГЭХ на новой ТЭС «Кубанская».
Предварительно приоритетным, по данным «Коммерсанта», считается второй
вариант, предполагающий увеличение числа мобильных ГТУ до 500 МВт, при
этом объем ПГУ снизится до 1,451 ГВт. Стоимость предварительно оценивается
в 355,5 млрд рублей. Десять ГТУ по 25 МВт планируется установить на
Таврической ТЭС к январю 2025 года, еще десять — на Джубгинской ТЭС «Интер РАО»
к январю 2026 года. ПГУ предполагается построить также на Таврической, Ударной,
Сочинской и Кубанской ТЭС.
Третий вариант — строительство базовой генерации в объеме 1,95 ГВт на
тех же ТЭС без мобильных ГТУ, его CAPEX — 403,3 млрд рублей.
В Минэнерго «Коммерсанту» сообщили, что считают все три варианта достойными
для обсуждения на правкомиссии.
В «Ростехе» газете подтвердили, что готовы поставить машины мощностью по
25 МВт, «если будет такой заказ». «Мощности ОДК позволяют строить до 30
таких установок в год»,— говорят в «Ростехе».
В «Сообществе потребителей энергии» считают, что правительство стремится
решить проблему покрытия дефицита на юге буквально «любой ценой». «Выходит, что
для получения согласия властей на заоблачные капзатраты и необоснованно высокий
уровень доходности достаточно было проигнорировать конкурс в августе»,— говорят
в организации. Дополнительную тревогу, подчеркивают там, вызывает невыполненное
решение майской правкомиссии о разработке методики оценки предельных
капзатрат.
Директор Центра исследований в электроэнергетике Сергей Сасим отмечает, что
варианты строительства генерации на юге отличаются величиной капзатрат и
эксплуатационными издержками. По его оценкам, второй вариант наиболее оптимален
по цене, а при предлагаемой структуре генерации эксплуатационные издержки
находятся на самом низком уровне — 2,9 млрд рублей в год. Издержки первого
и третьего вариантов — около 3,6 млрд рублей в год при более высоком
уровне CAPEX, подсчитал эксперт, пишет «Коммерсант».