Оптовые потребители электроэнергии будут платить за строительство пяти энергоблоков на российских газовых турбинах по 30-40 млрд руб. в год, подсчитали в Vygon Consulting. Суммарная дополнительная нагрузка после ввода проектов на 1,6 ГВт составит 440 млрд руб. до 2043 года. Однако в России можно строить больше таких энергоблоков за меньшие деньги, полагают аналитики. Потенциально их долю в программе модернизации ТЭС можно увеличить до 60 %, если учитывать на конкурсах потенциальную плату за выбросы СО2.
Нагрузка на оптовый энергорынок (европейская часть РФ, Урал и Сибирь) после ввода энергоблоков на экспериментальных российских газовых турбинах может составить около 440 млрд руб. до 2043 года, прогнозируют аналитики Vygon Consulting. Речь идет о пяти проектах мощностью 1,6 ГВт — два энергоблока Каширской ГРЭС («Интер РАО»), по одному на Новочеркасской ГРЭС («Газпром энергохолдинг»), Саратовской ТЭЦ-1 и Пермской ТЭЦ-14 («Т Плюс»). Глубина модернизации объектов составит 75 %, средний удельный CAPEX — 70,2 тыс. руб. за 1 кВт. Пока это самые высокие показатели для всех проектов новой госпрограммы модернизации старых ТЭС.
Программа модернизации старых ТЭС стартовала в 2019 году. По ней уже отобраны инвестиционные проекты на 25,2 ГВт с запуском в 2022–2027 годах. Общая нагрузка на оптовых потребителей электроэнергии по этим проектам составит около 680 млрд руб. до 2043 года, отмечают в Vygon Consulting.
Отбор проектов ПГУ-энергоблоков с запуском в 2027 и 2028 годах был выделен из основного конкурса программы из-за высокой стоимости объектов. По сути, их цель — создание гарантированного спроса на первые российские газовые турбины большой и средней мощности. «Интер РАО» и «Т Плюс», вероятно, будут использовать турбины «Силовых машин», а «Газпром энергохолдинг» — турбины ОДК (входит в «Ростех»).
Помимо пяти энергоблоков на экспериментальных турбинах в программу модернизации сумели попасть еще два проекта ПГУ благодаря «ручному» отбору правительственной комиссии: Заинская ГРЭС «Татэнерго» и Нижнекамская ТЭЦ «Татнефти». Их капзатраты — 30 тыс. руб. за 1 кВт (в ценах 2021 года), что в 2,5 раза ниже показателя энергоблоков на экспериментальных российских турбинах. По цене мощности тоже заметная разница: 400–800 тыс. руб. за 1 МВт в месяц против 1,8–2,3 млн в месяц.
При таком небольшом количестве ПГУ-проектов эффекты для энергосистемы будут незначительны, пишут аналитики.
Удельный расход топлива в Единой энергосистеме РФ сократится к 2030 году лишь на 2,4 грамма, до 303 граммов условного топлива на кВт·ч, а углеродный след оптовых ТЭС снизится лишь в пределах 1 % — до 587 граммов СО2 на кВт·ч.
Количество проектов ПГУ-энергоблоков можно увеличить, а их стоимость — сократить, следует из исследования Vygon Consulting. Для этого аналитики предлагают серьезно изменить условия основного конкурса программы. Например, создание квоты для ТЭЦ в размере 50 % от объема разыгрываемой мощности или прогнозного платежа потребителей снизит конкуренцию, что увеличит долю вводов ПГУ до 15 % в первой ценовой зоне (европейская часть РФ и Урал). А если обязать инвестора комплексно модернизировать котел, паровую турбину и генератор, то показатель может вырасти до 25 %.
Есть и более радикальные предложения. Одна из причин непривлекательности ПГУ — дешевый газ в РФ, что не дает преимуществ более эффективным станциям. Но если через специальный коэффициент добавлять к цене мощности ПГУ-объекта 50 % от прогнозной маржи от продажи электроэнергии на рынке на сутки вперед (РСВ), то объем ввода парогазовых установок может потенциально достигнуть 40 % в первой ценовой зоне.
Еще одно предложение — учитывать в ценовых заявках потенциальную плату за углеродный след: например, €40 за 1 тонну СО2-эквивалента. В таком случае ПГУ получит ценовое преимущество перед другими видами генерации, а доля вводов может достигнуть 60 % от квоты программы модернизации.
Генерирующие компании РФ просили Минэнерго изменить правила отборов еще в прошлом году. Они предлагали выделить отдельные конкурсы для ТЭЦ и ПГУ, увеличив объем программы с 4 до 6 ГВт в год. Минэнерго будет обсуждать с генераторами варианты изменений, в том числе ввод квоты для ТЭЦ, рассказал 2 июня замглавы Минэнерго Павел Сниккарс. Он отмечал, что на последнем конкурсе доля отобранных проектов ТЭЦ существенно выросла (до 42 % от объема мощности), поэтому нужно «проанализировать ситуацию».
