ООО «ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго» в рамках инвестпроекта по модернизации энергоблоков Краснодарской ТЭЦ, вырабатывающей более четверти потребляемой в Краснодарском крае электроэнергии, планирует направить на модернизацию энергоблоков 351,13 млн рублей.
Согласно данным системы «Интерфакс-Маркер» (ранее — «СПАРК-Маркетинг») компания объявила запрос предложений для поиска подрядчика по проекту «Поставка оборудования и оказание услуг по модернизации генераторов ТВВ-165-2 У3 энергоблоков N1 и N3 с заменой роторов и систем возбуждения в рамках инвестиционного проекта «Модернизация энергоблоков NN1-3 Краснодарской ТЭЦ в рамках ДПМ-2».
Согласно техзаданию, полная мощность каждого генератора должна составлять 188,2 МВА, коэффициент полезного действия — 98,6%.
Оборудование для энергоблока N1 должно быть поставлено не позднее 1 октября 2021 года, комплексное опробование и контрольные испытания намечены на июль 2022 года; для энергоблока N3 — не позднее 30 октября 2023 года и 30 октября 2024 года соответственно.
Как сообщалось, «ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго» планировало направить на модернизацию трех энергоблоков Краснодарской ТЭЦ 7,92 млрд рублей, объявив в феврале этого года конкурсы на поставку оборудования для энергоблоков. В частности, АО «Подольский машиностроительный завод» стал единственным участником запроса предложений на комплектную поставку оборудования, элементов и материалов котлов ТГМ-94 (Еп-500-13,8-565ГМ) в расширенном объеме и оказания услуг по шеф-надзору за монтажом и наладкой оборудования для трех энергоблоков Краснодарской ТЭЦ, предложив заключить контракт за 1,854 млрд рублей ( максимальная цена равнялась 2,04 млрд руб).
Также «ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго» признала несостоявшимся запрос предложений по поиску подрядчика на поставку оборудования, а именно трех котлоагрегатов с котлами типа Еп-500-13,8-565ГМ в рамках инвестиционного проекта «Модернизация энергоблоков NN 1-3 Краснодарской ТЭЦ». Цена контракта не должна была превышать 3,24 млрд рублей без учета НДС. На участие в нем не было подано ни одной заявки.
Не состоялся из-за отсутствия участников объявленный в феврале еще один запрос предложений компании на комплектную поставку оборудования, элементов и материалов котлов ТГМ-94 (Еп-500-13,8-565ГМ) и оказания услуг по шеф-надзору за монтажом и наладкой оборудования для трех энергоблоков Краснодарской ТЭЦ по установленной максимальной цене в 2,64 млрд рублей.
Все работы должны быть завершены до конца 2024 года.
ООО «ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго» — 100%-ное дочернее предприятие НК «ЛУКОЙЛ». Основными видами деятельности являются производство электрической и тепловой энергии, реализация тепловой энергии на оптовом и розничном рынках. Компания имеет генерирующие мощности в Краснодарском крае и Адыгее. В ее состав входит Краснодарская ТЭЦ.
Как сообщается на сайте компании, суммарная электрическая мощность «ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго» превышает 1 ГВт, тепловая — 600 Гкал/ч. Предприятие вырабатывает около 7 млрд кВт.ч электроэнергии в год, при этом ежегодный отпуск тепловой энергии в виде пара и горячей воды превышает 1 млн Гкал. «ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго» обеспечивает 25% потребностей Краснодарского края в электрической энергии и закрывает более 40% нужд Краснодара в тепловой энергии.
25 июня 2015 года в г. Буденновск Ставропольского края на площадке газохимического комплекса «Ставролен» ввели в промышленную эксплуатацию тепловую электростанцию установленной мощностью 136 МВт. Буденновская ТЭС вошла в состав «ЛУКОЙЛ-Ставропольэнерго» и на момент пуска стала крупнейшим объектом распределенной генерации юга России
В ходе строительства были возведены новые и реконструированы имеющиеся подстанции и линии электропередачи. В итоге, сформированная энергоструктура повысила промышленный потенциал восточной зоны Ставрополья, гарантировала надежное электроснабжение резидентов Буденновского технопарка, а также обеспечила энергетические потребности ГХК «Ставролен».
ТЭС создана на базе высокоэффективной парогазовой установки (ПГУ) проектной электрической мощностью 135 МВт и тепловой мощностью 40 Гкал/час. В конденсационном режиме энергоблок может развивать максимальную мощность до 160 МВт. Основное оборудование ПГУ-135: две газотурбинные установки Siemens типа Industrial Trent 60 WLE, два котла-утилизатора ПК-93 («ЗИО», Подольск), паровая турбина Siemens SST-400.
В настоящее время основным топливом для электростанции служит магистральный природный газ высокого давления. Однако проектом предусмотрена возможность работы ПГУ на попутном нефтяном газе с месторождений ЛУКОЙЛа в российском секторе Каспийского моря. С учетом этого объект оснащен дожимной компрессорной станцией (ДКС).ДКС находится в горячем резерве и при необходимости обеспечит подготовку (доочистку, компримирование) и подачу ПНГ в турбины под необходимым рабочим давлением 5,8 МПа. ДКС состоит из трех компрессорных установок производства швейцарского предприятия Enerproject SA. Производительность каждой установки – 815 м3/ч. Ввод оборудования газоподготовки выполнила компания ЭНЕРГАЗ – официальный представитель Enerproject SA в России и странах СНГ.
Летние температурные пики и соответствующие сложности в работе электростанций подталкивают энергетиков к разработкам технологий охлаждения оборудования и утилизации сбросового тепла. ЛУКОЙЛ первым из российских генерирующих компаний разработал технологию интеграции абсорбционных бромисто-литиевых холодильных машин (АБХМ) в оборудование крупных электростанций и получил на нее три патента. Применение этой технологии не только позволяет компании заметно увеличить выработку электроэнергии и получить дополнительный доход, но и способствует снижению цен на электроэнергию в энергосистеме Юга России.
Тепло и холод
Когда в России заговаривают о промышленных поставках холода, это звучит странно. В нашей стране всегда в первую очередь решали проблему обеспечения теплом, что привело к созданию в России наиболее протяженной и мощной системы централизованного теплоснабжения в мире, основанной на когенерации. Когенерация — наиболее эффективный способ утилизации топлива с одновременной выработкой на ТЭС электроэнергии и тепла: электроэнергия продается на оптовом рынке, а тепло поступает населению и местным промышленным потребителям.
Но есть страны, в которых более остро стоит проблема организации централизованного хладоснабжения — в первую очередь речь идет об Азиатско-Тихоокеанском регионе и Ближнем Востоке. Наиболее экономным и элегантным решением проблемы обеспечения холодом является интеграция охлаждающего оборудования непосредственно в когенерационный цикл, или тригенерация — одновременная выработка электроэнергии, тепла и холода на электростанции. Принцип прост: в холодный сезон, когда нужно отопление, нагрев осуществляется стандартно, а летом, когда необходим холод, теплоноситель направляется на специальную установку — абсорбционную холодильную машину, или абсорбционный чиллер.
По данным Verified Market Research, в 2019 году объем мирового рынка абсорбционных холодильных машин (как бромисто-литиевых, так и аммиачных) составлял $1,37 млрд. Основную долю мирового рынка занимают абсорбционные бромистолитиевые машины (АБХМ).
Отличительной особенностью абсорбционных чиллеров является использование для охлаждения не электрической, а тепловой энергии. Они обладают меньшей энергоемкостью и более низким уровнем шума по сравнению с парокомпрессионными холодильными машинами (на электричестве). В таких чиллерах в качестве хладагента не используются хлорфторуглероды, наносящие вред озоновому слою, они относительно дешевы в эксплуатации и имеют длинный жизненный цикл. Помимо того что АБХМ легко интегрируются в контур когенерации, они ценны и тем, что позволяют утилизировать избыточное тепло промышленных установок, решая проблему перегрева. Они могут работать на широком спектре греющих источников: от горячей воды и пара до уходящих газов генераторных установок, технологических печей, свалочных газов, биогаза и так далее, не говоря уж о традиционном топливе.
Капризная жара
Для российской энергетики охлаждение оборудования представляет собой и проблему, и, при грамотном подходе, источник новых возможностей. Сегодня генерирующие компании недополучают прибыль из-за летних технологических ограничений по выработке электрической энергии. Проблема, в частности, в том, что при повышении температуры наружного воздуха снижается электрическая мощность газотурбинных установок (ГТУ). От летних ограничений мощности страдают и паросиловые энергоблоки: повышается температура воды в системах охлаждения их основного и вспомогательного оборудования и, как следствие, ухудшается вакуум в конденсаторах паротурбинных установок (ПТУ).
Между тем именно летом на оптовом рынке электроэнергии складываются максимальные цены. Как показывает статистика «Системного оператора ЕЭС России», каждый год летние нагрузки прирастают на большую величину, чем межсезонные и зимние. И это подталкивает энергетиков к поиску решений проблемы.
Энергетики ЛУКОЙЛа в 2009 году предложили повысить эффективность охлаждающих систем ТЭС, применяя АБХМ. Дело в том, что в летний период на станции большое количество тепла уходит в атмосферу с отработанными газами и паром через станционные градирни. Так зачем терять это тепло?
Пристроить тепло к делу
В 2010 году ЛУКОЙЛ провел исследование возможности применения технологий тригенерации на электростанциях компании в ЮФО. Расчеты показали, что для этого наиболее перспективны АБХМ и тепловые насосы на их основе. Подобные установки можно задействовать для получения хладоносителя не только с целью его реализации сторонним потребителям, но и для производственных нужд электростанции. В отчете инжиниринговой компании указано, что с коммерческой точки зрения имеет смысл применять хладоноситель на турбогенераторах (ТГ), что позволит снять технологические ограничения, связанные с повышением температуры «холодного» водорода и, соответственно, металла ротора и обмоток статора ТГ, маслоохладителей турбин, силовых трансформаторов и газовых турбин для охлаждения циклового воздуха компрессора ГТУ.
Используя результаты исследования, ЛУКОЙЛ оформил международные патенты на три полезные модели. На их базе разработаны технические решения, которые позволяют встроить АБХМ в тепловые схемы как парогазовых, так и паросиловых энергоблоков.
В случае газотурбинных энергоблоков летние ограничения мощности обусловлены конструктивными особенностями ГТУ. При росте температуры воздуха, подаваемого в компрессор газовой турбины, уменьшаются его плотность и массовый расход. Как следствие, падают электрическая мощность и КПД ГТУ. Особенно этому эффекту подвержены турбины, разработанные на базе авиационных двигателей. У таких ГТУ при температурах воздуха 30–40°С мощность может снижаться на величину до 30%.
Специалисты ЛУКОЙЛа решили, что допускать подобные потери никак нельзя, и тогда в компании родились инновационные проекты по интеграции АБХМ в тепловые схемы парогазовой установки (ПГУ) и паросиловой ТЭЦ. Куратор этих проектов — начальник управления экспертизы и сопровождения энергетических проектов ЛУКОЙЛа Денис Догадин. «Когда мы проводили патентные исследования, мы удостоверились, что в странах, где работает ЛУКОЙЛ — России, Узбекистане, Румынии, Казахстане и других,— ничего подобного не применяется,— рассказывает господин Догадин.— Затем мы несколько лет на парогазовых установках отрабатывали оптимальные схемы охлаждения циклового воздуха. В итоге получены ощутимые экономические эффекты».
Крупномасштабное охлаждение
Специалисты ЛУКОЙЛа исследовали и внедрили на парогазовых установках в ЮФО разные технологии охлаждения газовых турбин. Так, в Краснодаре на ПГУ-410 используется испарительное охлаждение циклового воздуха, а в Астрахани и Буденновске смонтированы более дорогие системы на основе АБХМ. В общей сложности в 2018 году компании установили на южных ПГУ семь единиц охлаждающего оборудования, в результате чего прирост располагаемой электрической мощности в летний период составил 42,7 МВт. Годовой объем реализованной электроэнергии увеличился на 261,9 МВт•ч.
«Уникальность разработанных ЛУКОЙЛом решений — в том, что интеграция АБХМ выполнена на крупных электростанциях, а не на мини-ТЭЦ торговых центров или аэропортов, с учетом достаточно сложной технологической схемы крупной промышленной ТЭЦ»,— поясняет Денис Догадин. По его словам, подобные технологии пока не применяются на российских объектах сопоставимого масштаба, хотя интерес со стороны других генерирующих компаний есть.
Господин Догадин поясняет, что, с одной стороны, эффективность установки АБХМ на станции зависит от климата — чем жарче и длиннее лето, тем более востребована технология в части охлаждения. Однако это оборудование также может быть использовано в режиме теплового насоса, речь идет о возврате сбросного тепла в цикл станции, и в этом плане эффективность не так сильно зависит от региона.
Патенты были получены ЛУКОЙЛом в 2012 году, после чего компания приступила к реализации проектов на их основе. Как поясняет Денис Догадин, сначала, в 2015 году, охлаждающее оборудование было установлено на Астраханской ПГУ-110. По его словам, это был очень ответственный эксперимент, поскольку интеграция нового оборудования в крупный блок всегда несет серьезные риски. И лишь после удачной реализации этого проекта компания приступила к другим.
Сегодня на всех ПГУ ЛУКОЙЛа установлены охладители циклового воздуха, причем проекты по использованию АБХМ основаны на запатентованных компанией технических решениях. Опыт эксплуатации систем подтверждает расчетные эффекты. Дополнительную прибыль генерирующие предприятия ЛУКОЙЛа получают благодаря повышению КПД газовых турбин, а также использованию конденсата, образующегося в процессе охлаждения воздуха.
В качестве премии, которую трудно оценить количественно, получено повышение надежности работы газовых турбин за счет кондиционирования отсеков с наиболее критичными узлами и, как следствие, сокращения количества внеплановых остановов генерирующего оборудования.
Польза для энергосистемы
Решая собственные задачи по повышению эффективности электрогенерации, ЛУКОЙЛ заодно создает «подушку безопасности» для региональной энергосистемы.
Дело в том, что в условиях устойчивого роста летних пиковых нагрузок в ОЭС Юга из-за сезонных ограничений мощности ТЭС увеличивается вероятность возникновения летнего дефицита мощности (прежде всего эффективной). Для компенсации такого дефицита «Системный оператор» будет вынужден загружать дорогие и низкоэффективные электростанции, что ведет к повышению цен на электроэнергию. Кроме того, в будущем в ОЭС Юга потребуется построить дополнительные генерирующие мощности и/или электросетевые объекты.
Зимой, когда ТЭЦ обеспечивают отопление городов, их оборудование выводить в ремонт нельзя. Ремонты идут в теплое время года, что только обостряет проблему сезонных ограничений на остающемся в работе генерирующем оборудовании.
Стоимость дополнительной располагаемой мощности, получаемой при внедрении предлагаемых технологий, в разы ниже расходов на строительство новых генерирующих мощностей. Схемы применения АБХМ и испарительных охладителей для ГТУ уже опробованы и готовы к тиражированию. Их внедрение, без сомнений, положительно скажется на стоимости электроэнергии для конечного потребителя, который фактически оплачивает все вводы новой генерации и электросетевых объектов.
Поскольку энергетика — отрасль инерционная, целесообразно разработать механизм государственной поддержки, чтобы стимулировать генерирующие компании к применению представленных выше высокоэффективных технологий.
Снижение летних ограничений генерирующего оборудования позволит более эффективно использовать их установленную мощность и исключить практику, когда энергокомпании вынуждены проектировать и вводить в эксплуатацию дополнительные мощности, не востребованные в течение длительного периода непиковых нагрузок, что в конечном итоге ложится на плечи потребителей.
В качестве одной из мер стимулирования может быть рассмотрено установление нормативных ограничений на снижение мощности нового или реконструируемого генерирующего оборудования в летний период. Такое решение повысит спрос на генерирующее оборудование с меньшей чувствительностью к летним температурным пикам и к использованию холодильных машин.
ООО «Лукойл-Кубаньэнерго» объявило запрос технико-коммерческих предложений на модернизацию трех энергоблоков Краснодарской ТЭЦ, начальная сумма контракта составляет порядка 7,9 миллиарда рублей, следует из данных с портала госзакупок.
Закупка состоит из трех лотов стоимостью 2 миллиарда рублей, 2,64 миллиарда рублей и 3,24 миллиарда рублей.
Договоры подразумевают комплектную поставку оборудования и оказание услуг по шефнадзору за монтажом и за наладкой работы энергоблоков.
Согласно графику поставки товара и оказания услуг, работы будут осуществляться в 2021-2024 годах.
Предложения принимаются до 10.00 мск 2 марта. Итоги планируется подвести 10 марта.
«Лукойл» в мае прошлого года сообщал, что одобрены проекты модернизации трех энергоблоков Краснодарской ТЭЦ по 150 МВт каждый с вводом в эксплуатацию в 2022-2024 годах. Они предусматривают комплексную замену паровых турбин и основных элементов котельного оборудования с использованием отечественного паросилового оборудования.
ЛУКОЙЛ получил положительное решение Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики о включении проектов модернизации энергообъектов ООО «ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго» в Перечень дополнительных проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций.
Одобрены проекты модернизации трех энергоблоков Краснодарской ТЭЦ по 150 МВт каждый с вводом в эксплуатацию в 2022-2024 гг. В соответствии с Постановлением Правительства России от 25 января 2019 г. № 43 базовый уровень нормы доходности по Договорам о предоставлении мощности (ДПМ), в рамках которых указанные проекты будут поставлять мощность и электроэнергию на оптовый рынок, составит 14%.
Энергоблоки имеют наработку более 400 тыс. часов при вдвое меньшем нормативе. Средний коэффициент использования установленной мощности Краснодарской ТЭЦ за последние 5 лет составляет 74%, это высокий показатель для данного типа оборудования. Энергоблоки являются основным источником теплоснабжения потребителей г. Краснодара, включая социально-значимые объекты и домохозяйства, а также важным элементом поддержания надежности Объединенной энергосистемы Юга.
Проект модернизации энергоблоков Краснодарской ТЭЦ предусматривает комплексную замену паровых турбин и основных элементов котельного оборудования, что позволит значительно улучшить эксплуатационные характеристики и продлить срок службы электростанции.
В проекте будет использовано паросиловое оборудование полностью изготовленное отечественными производителями, обладающее улучшенными технико-экономическими показателями и экологическими характеристиками.
СПРАВКА
Краснодарская ТЭЦ введена в эксплуатацию в 1963-1966 гг. и является основным источником комбинированной выработки электрической и тепловой энергии в Краснодарском крае.
В 2012 году предприятие ввело в эксплуатацию парогазовую установку мощностью 410 МВт — ПГУ-410, что позволило в полтора раза увеличить установленную электрическую мощность Краснодарской ТЭЦ и на 25% снизить удельный расход топлива.
Из 64 заявок, поданных российскими энергетиками для дополнительного отбора в программу модернизации энергомощностей по специальной правительственной квоте, может пройти лишь 15 проектов мощностью около 1,8 гигаватта, основные бенефициары — Лукойл, Т Плюс, СУЭК и ТГК-1, следует из материалов к комиссии, которые есть в распоряжении Рейтер.
Российские власти в январе текущего года дали старт новому инвестиционному циклу в электроэнергетике, одобрив программу модернизации тепловых электростанций мощностью 41 гигаватт на сумму до 1,9 триллиона рублей, включая Дальний Восток. Проекты распределяются через конкурсы, первый из которых на три года — 2022, 2023, 2024 — прошел в апреле.
На нем распределяется 11 гигаватт мощности — 9,35 гигаватта уже розданы через конкурс, остальные 1,65 гигаватта будут отобраны через квоту специальной правительственной комиссией, куда, в том числе, могут попасть не прошедшие основной тендер проекты.
Правительственная комиссия рассмотрит проекты 29 мая, сообщил Илья Джус, представитель возглавляющего комиссию вице-премьера Дмитрия Козака.
Всего в рамках квоты пришли заявки на 64 проекта модернизации объемом около 10,2 гигаватта, что в 6,2 раза превысило лимит, следует из материалов к комиссии.
Внутри правительственной квоты проекты набирали баллы, конкурируя между собой по нескольким критериям, среди которых конечная стоимость, производство тепловой энергии, экология, инновации и эффективность, индекс технического состояния.
В результате по бальной системе прошло 15 проектов мощностью примерно 1,8 гигаватт — лишь 18% от желающих попасть в программу, следует из итогов ранжирования, которые рассмотрит комиссия.
Пресс-служба Минэнерго подтвердила количество и объем поданных заявок и проектов, соответствующих критериям и набравших больше всего баллов.
Максимальные баллы в центральной России и на Урале набрали 11 проектов мощностью 1,4 гигаватта.
Среди них три проекта холдинга Т Плюс с модернизацией 315 мегаватт на Пермской ТЭЦ-9 и Ижевской ТЭЦ-2, три проекта Лукойла общей мощностью 450 мегаватт на Краснодарской ТЭЦ, два проекта ТГК-1 на 236 мегаватт на Автовской ТЭЦ, Нижнекамская ТЭЦ с обновлением парогазовой установки на 195 мегаватт, один проект компании Квадра на Смоленской ТЭЦ-2 мощностью 130 мегаватт и один проект Enel Russia на Невинномысской ГРЭС мощностью 50 мегаватт.
В Сибири по критериям прошли три проекта Сибирской генерирующей компании, входящей в СУЭК, на Красноярской ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 мощностью 342 мегаватта, а также проект Иркутскэнерго мощностью 65 мегаватт на Иркутской ТЭЦ-6.
Одна из самых крупных заявок, не проходящих по критериям, была подана компанией Татэнерго, которая предлагает модернизировать 2 гигаватта на Заинской ГРЭС с использованием парогазовых блоков.
Крупные проекты также заявил госэнергохолдинг ИнтерРАО — модернизацию 581 мегаватт на Каширской ГРЭС, 581 мегаватт на Южноуральской и 330 мегаватт на Ириклинской ГРЭС.
ОГК-2, входящая в Газпромэнергохолдинг, подавала заявку на модернизацию 524 мегаватт на Ставропольской ГРЭС.
Без конкурса работа стоит почти в девять раз дороже, чем по конкурсу.
UC Rusal попросила зампреда правительства Дмитрия Козака проверить стоимость наиболее дорогих проектов модернизации ТЭС, которые правительство предложило одобрить без конкурса: удельные капитальные затраты в этих проектах значительно выше, чем максимум, достигнутый на конкурсе. Об этом говорится в письме, которое UC Rusal отправила Козаку 28 мая. «Ведомости» ознакомились с копией документа, его достоверность подтвердил представитель UC Rusal.
Станции должны быть модернизированы по договорам о предоставлении мощности (ДПМ), которые гарантируют инвесторам возврат средств с фиксированной доходностью. Затраты на строительство и прибыль генерирующих компаний оплачивают промышленные потребители – и они неоднократно выступали за удешевление программы. Всего в 2022–2024 гг. планируется модернизировать около 11 ГВт. Модернизация большей части мощностей разыграна на конкурсах, победителям которых гарантирована прибыль в 14%. Судьбу 1,7 ГВт мощности определит правительственная комиссия.
Заседание комиссии назначено на 29 мая. В материалах к нему, разосланных Минэнерго в понедельник, говорится, что всего для участия в отборе были поданы заявки общей мощностью 10,155 ГВт, но заявленным критериям отвечают только проекты на 1,783 ГВт. Представитель Минэнерго подтвердил «Ведомостям» эту информацию.
В первой ценовой зоне критериям отвечают проекты модернизации Пермской ТЭЦ-9 (два энергоблока на 190 МВт) и Ижевской ТЭЦ-2 (125 МВт) «Т плюса», а также энергоблоков на Автовской ТЭЦ (236 МВт) ТГК-1 (входит в «Газпром энергохолдинг»), Краснодарской ТЭЦ (450 МВт) «Лукойла», Нижнекамской ТЭЦ (195 МВт) «Татнефти» с установкой ПГУ, блока на 50 МВт на Невинномысской ГРЭС «Энел Россия» итальянской Enel и на 130 МВт на Смоленской ТЭЦ-2 «Квадры».
Во второй ценовой зоне в программу модернизации могут попасть Красноярская ТЭЦ-1 (два блока 160 МВт) и ТЭЦ-3 (185 МВт) Сибирской генерирующей компании (СГК, подконтрольна СУЭК Андрея Мельниченко), а также Иркутская ТЭЦ-6 (65 МВт) «Иркутскэнерго» (подконтрольна En+).
Эти проекты стоят в общей сложности 63,5 млрд руб., или 49% общей цены модернизации в 2022–2024 гг., пишет UC Rusal. Во второй ценовой зоне вне конкурса обновят проекты, цена которых составляет 67% всей сибирской модернизации. Почти половина денег здесь уйдет на строительство нового блока на принадлежащей СГК Красноярской ТЭЦ-3. Модернизация 1 кВт на этой станции будет стоить энергорынку 124 115,4 руб. Это почти в два раза больше, чем предельные капитальные затраты на модернизацию ТЭС в конкурсном отборе, пишет UC Rusal: в отличие от открытого конкурса при отборе на правительственной комиссии не определены предельные затраты на строительство, и приоритет могут получить дорогостоящие проекты, которые проходят по другим критериям. Если такие проекты отбираются, возврат капитальных затрат осуществляется по принципу «сколько попросят», пишет UC Rusal.
Письмо официально не пришло, однако в аппарате Дмитрия Козака его видели, сказал представитель вице-премьера. Он отметил, что UC Rusal сможет поднять этот вопрос на заседании комиссии.
Заявка Сибирской генерирующей компании оформлена в соответствии с установленными требованиями, сказал представитель компании. По его словам, стоимость мероприятий по модернизации рассчитывалась специализированной проектной организацией, и расчеты уже представлены в «Совет рынка» и в Минэнерго.
Удельные капитальные затраты в проектах дополнительного отбора могут в 8,7 раза превысить показатели проектов, прошедших по конкурсу во второй ценовой зоне, и в 3,2 раза – в первой ценовой зоне, посчитали в Сообществе потребителей энергии. Подобные предложения как минимум требуют аудита, говорит представитель ассоциации.
При правительственном отборе сделан фокус на экологию и увеличение производства тепла, а не уменьшение инвестиций, поэтому отбираемые проекты будут дороже, рассуждает аналитик Moody’s Юлия Прибыткова – и выражает надежду, что это позволит привлечь инвестиции «в реально востребованные потребителями мощности, что не всегда происходило в предыдущей программе ДПМ».
Правительство вправе само определять критерии отбора, делать акценты на тепло, инновации и экологию, считает и аналитик «ВТБ капитала» Владимир Скляр. И хотя вся программа модернизации нацелена на привлечение наиболее дешевых инвестиций, важны и вторичные цели – производство тепла, внедрение инновационных технологий, локализация производства энергооборудования и др., полагает Скляр.
Представитель Минэнерго не ответил на запрос «Ведомостей».
В квоту правкомиссии предварительно попадают 15 проектов.
По данным “Ъ”, в правительственную квоту по модернизации старой генерации могут попасть преимущественно проекты ТЭЦ установленной мощностью в 1,78 ГВт. Среди них проекты «Т Плюс», «Квадры», ЛУКОЙЛа и «Энел Россия». Общая стоимость этих проектов, по оценке аналитиков, может составить 63,5 млрд руб.
“Ъ” стал известен предварительный перечень проектов, которые могут пройти через фильтр критериев Минэнерго в рамках квоты правкомиссии по электроэнергетике. Общая мощность этих проектов составит 1,78 ГВт, при этом всего были поданы заявки по 64 объектам мощностью 10,1 ГВт, в том числе по 12 объектам по установке газотурбинных установок (ГТУ). Проекты будут рассматриваться вице-премьером Дмитрием Козаком 29 мая. Эти данные подтвердили “Ъ” в Минэнерго.
Сейчас проходит первый отбор проектов модернизации старой генерации на 2022–2024 годы, где должны быть отобраны проекты мощностью 11 ГВт. Отбор проектов на правкомиссии — второй, но наиболее дорогостоящий этап борьбы инвесторов, где до 1,65 ГВт (15% от квоты) будут отбираться в ручном режиме. На первом этапе, конкурсном отборе, при квоте в 9,35 ГВт были отобраны 8,6 ГВт, из них 60% (5,1 ГВт) ушло к «Интер РАО». По его итогам Минэнерго критиковали за то, что в основном отсев прошли ГРЭС, а старые ТЭЦ и угольные станции остались без поддержки рынка. Кроме того, мал оказался и круг бенефициаров программы поддержки: без модернизируемых проектов оказались компании «Т Плюс», «Квадра», «Фортум», «Энел Россия». По оценке «Совета рынка», совокупный CAPEX этих проектов составит 61,5 млрд руб.
По итогам правкомиссии, в отличие от конкурсного отбора, преимущественно могут отобраться ТЭЦ. В их числе в первой ценовой зоне (европейская часть РФ и Урал) — модернизация Пермской ТЭЦ-9 (два энергоблока на 190 МВт) и Ижевской ТЭЦ-2 (125 МВт) «Т Плюс», а также энергоблоков на Автовской ТЭЦ (236 МВт) ТГК-1 (подконтрольна «Газпром энергохолдингу»), Краснодарской ТЭЦ (450 МВт) ЛУКОЙЛа, Нижнекамской ТЭЦ (195 МВт) «Татнефти» с установкой ПГУ, блока на 50 МВт на Невинномысской ГРЭС «Энел Россия» (подконтрольная итальянской Enel) и на 130 МВт на Смоленской ТЭЦ-2 «Квадры».
Во второй ценовой зоне (Сибирь) в программу модернизации могут попасть Красноярская ТЭЦ-1 (два блока 160 МВт) и ТЭЦ-3 (185 МВт) Сибирской генерирующей компании (СГК, подконтрольна СУЭКу Андрея Мельниченко), а также Иркутская ТЭЦ-6 (65 МВт) «Иркутскэнерго» (подконтрольна En+).
Минэнерго предложило проводить отбор проектов, где у каждого из пяти критериев — экономика проекта, намерение модернизировать теплофикационный блок, экология, инновации, критичность техсостояния — будет свой вес.
Значимость критериев отличается в зависимости от ценовой зоны: например, участие в выработке тепла стало решающим фактором отбора (30%) в европейской части РФ и на Урале. В Сибири этот критерий также дает больше шансов на победу (25%) наравне с критическим состоянием (также 25%). Критерий инноваций, к которым относится установка газовых турбин, которые пока не производят в РФ, дает 15% и 10% соответственно в первой и второй ценовых зонах.
По оценке Владимира Скляра из «ВТБ Капитала», стоимость объектов, которые могут пройти квоту правкомиссии по объему инвестиций, оказалась больше, чем в конкурсной (63,5 млрд руб.), притом что установленная мощность этих проектов в шесть раз меньше. Средний CAPEX в квоте правкомиссии, по его оценке, в пять раз выше, чем в конкурсном отборе: 36,607 тыс. руб. за кВт против 7,153 тыс. руб. за кВт. «Эти проекты направлены именно на глубокую модернизацию и замену большинства ключевых механизмов, конкурс — на фундаментальный капитальный ремонт»,— считает он.
Крупнейший частный нефтедобытчик России Лукойл не собирается продавать свои электростанции в России, сказал Рейтер совладелец и президент компании Вагит Алекперов.
Логотип Лукойла на Петербургском международном экономическом форуме-2017, 1 июня 2017 года. REUTERS/Sergei Karpukhin
Лукойл приобрел генерирующие активы в России во время реформы отрасли десять лет назад, сейчас в его портфеле электростанции мощностью 5,7 гигаватта, 29 процентов которых работают для собственного обеспечения электроэнергией.
Газета Коммерсант со ссылкой на источники написала в четверг, что Лукойл хочет продать свои электростанции и ищет покупателя. Аналитик ВТБ Капитала, чье мнение привела газета, оценил энергоактивы нефтяной компании в 35 миллиардов рублей.
“Нет… Пока нет”, — сказал Алекперов в Ташкенте в ответ на вопрос, будет ли компания продавать свои электростанции.
Позднее он сказал журналистам, что Лукойл, напротив, планирует развивать энергоактивы.
“Я не знаю, почему возник этот вопрос. Потому что мы, наоборот, сейчас развиваем энергетический сектор. Мы считаем, что он все-таки должен как-то интегрироваться в систему добычи газа. Мы даже рассматриваем варианты объединения системы производства газа и генерации в единый блок”, — сказал он.
Компания построила на юге России современные парогазовые блоки мощностью примерно 1 гигаватт, которые получают повышенную оплату с рынка в рамках договоров поставки мощности. В РФ Лукойл также владеет солнечной станцией в Волгоградской области и четырьмя малыми ГЭС.
Реализация энергии в России принесла Лукойлу около 61 миллиарда рублей выручки в прошлом году.
Помимо российских энергоактивов в портфеле Лукойла солнечные станции в Румынии и Болгарии, ветропарк в Румынии.
По сведениям “Ъ”, ЛУКОЙЛ опять намерен продать свои активы в электрогенерации, полученные при реформе РАО ЕЭС. В частности, источники “Ъ” говорят, что нефтекомпания пытается вести переговоры с «Интер РАО», но стороны явно далеки от договоренностей. Сейчас ключевая ценность актива — новые энергоблоки, получающие, по оценкам, около 8 млрд руб. EBITDA в год. Рыночную стоимость электростанций ЛУКОЙЛа аналитики оценили в 35 млрд руб.
ЛУКОЙЛ в очередной раз ищет покупателя на свои электростанции на юге России, сообщили “Ъ” источники, знакомые с предложением нефтекомпании. Попытки вести переговоры предпринимаются в том числе с «Интер РАО», говорят собеседники “Ъ”. В энергохолдинге “Ъ” лишь сообщили, что постоянно проводят мониторинг рынка для выявления активов, которые могли бы сформировать добавленную стоимость группы, в ЛУКОЙЛе на запрос “Ъ” не ответили.
ЛУКОЙЛ в 2008 году, в конце реформы РАО «ЕЭС России» купил выделенную из холдинга ЮГК ТГК-8, в которую вошли небольшие ТЭЦ Астраханской, Волгоградской, Ростовской областей, Дагестана, Краснодарского и Ставропольского краев (крупные ГРЭС в этот лот не входили). Впоследствии ЛУКОЙЛ разбил ТГК-8 на несколько региональных энергокомпаний. Суммарная мощность этой генерации — 5,7 ГВт, из них 71% — коммерческая генерация, работающая на оптовом рынке, остальное — небольшие станции на предприятиях в местах нефтедобычи и переработки.
Один из собеседников “Ъ” отмечает, что ЛУКОЙЛ уже несколько раз искал покупателей на свою генерацию, в том числе вел переговоры с тем же «Интер РАО», но безрезультатно.
По данным “Ъ”, основные разногласия в том, что ЛУКОЙЛ пытается «приподнять» стоимость своих активов из-за новых энергоблоков, построенных по договорам на поставку мощности (ДПМ).
Такие блоки сейчас считаются на рынке наиболее доходными: по ДПМ гарантирован возврат инвестиций за счет повышенных платежей потребителей. ЛУКОЙЛ по ДПМ построил 950 МВт. По оценке Владимира Скляра из «ВТБ Капитал», компания зарабатывает на ДПМ-блоках около 8 млрд руб. EBITDA в год и по текущим ценам они могут стоить около 28–30 млрд руб. «Вне ДПМ энергоактивы работают фактически в ноль»,— считает аналитик, отмечая, что общая оценка бизнеса не превышает 35 млрд руб. с учетом долга.
Также есть и другие сложности, говорят источники “Ъ”, в частности, проблема с поставкой попутного газа — его ЛУКОЙЛ частично поставляет на собственную генерацию.
«Из-за этого фактора придется проводить комплексную сделку и дробить прежнюю схему поставок, а ЛУКОЙЛ этого делать не хочет»,— поясняет собеседник “Ъ”. Кроме того, по его мнению, существует риск, что сделка не будет одобрена «Роснефтегазом» (владеет 27,63% «Интер РАО» и контрольным пакетом «Роснефти», глава нефтекомпании Игорь Сечин возглавляет совет директоров «Интер РАО») «из-за специфических взаимоотношений между Игорем Сечиным и Вагитом Алекперовым (основной совладелец и глава ЛУКОЙЛа.— “Ъ”)». Отношения нефтекомпаний считаются сложными, например, недавно «Роснефть» подала жалобу в ФАС на ЛУКОЙЛ, своего партнера по добыче на месторождении Требса и Титова в Ненецком АО, за высокие тарифы на перевалку этой нефти на терминале Варандей.
Электрогенерация — бизнес с существенно более низким возвратом на активы (ROA), другим профилем регуляторных рисков, рублевой выручкой, считает Владимир Скляр. Одной из возможных причин новых переговоров по продаже аналитик называет планы правительства ввести для потребителей плату за неиспользуемый резерв сетевых мощностей. Частично генерация использовалась ЛУКОЙЛом для собственных нужд, ввод платы за резерв делает станции малопривлекательными, отмечает он. Теоретически «Интер РАО» обладает около 150 млрд руб. «денежной подушки», поясняет господин Скляр, и уже сейчас генерирует 60–70 млрд руб. свободного денежного потока ежегодно. «В свете нежелания повышать дивиденды, о чем заявил менеджмент холдинга на последнем конференц-звонке, M&А являются ключевым каналом применения этих средств»,— отмечает аналитик.
