Югу не хватает энергии

В Крыму и на Кубани нужно построить еще около 1 ГВт ТЭС

Дефицит энергомощности на юго-западе энергосистемы Юга в ближайшие пять лет может достигнуть 860 МВт с учетом перетоков электроэнергии на новые территории, подсчитал «Системный оператор». Регулятор рекомендует построить в Крыму до 338 МВт новых мощностей, а в Краснодарском крае — до 605 МВт. Проекты новой генерации могут разыграть на конкурсе в начале 2024 года.

Стоимость строительства, по оценкам аналитиков, составит минимум 80 млрд руб. Главным вызовом для энергетиков станет выбор технологии: обкатанных российских газовых турбин пока нет, а заводы по производству паровых установок уже загружены текущими проектами.

«Системный оператор» (СО; диспетчер энергосистемы) видит необходимость строительства новой генерации на юге страны. СО рекомендует построить в Крыму 307–338 МВт, а в Краснодарском крае — 550–605 МВт, следует из проекта «Схемы и программы развития энергосистем России» (СиПР).

Новые электростанции нужны для покрытия энергодефицита: в 2024 году нехватка энергомощности на юго-западе Объединенной энергосистемы (ОЭС) Юга может составить 219 МВт, а в 2029 году — уже 857 МВт с учетом ремонтных ограничений. Регуляторы публично обсуждали возникновение энергодефицита на юге последние три года, оценивая его на уровне 500 МВт (см. “Ъ” от 30 октября 2020 года).

Энергодефицит на юго-западе ОЭС Юга, судя по новой СиПР, возникает из-за подключения новых потребителей (жилые комплексы, объекты ОАО РЖД, теплицы и пр.), а также из-за включения в состав энергосистемы новых территорий.

В документе отмечается, что прогнозный переток мощности из Крыма в Херсонскую и Запорожскую области может составлять 550 МВт в год, а из Краснодарского края в Крым — 850 МВт (вдвое больше прогнозов в СиПР прошлого года). По расчетам СО, с учетом перетока на новые территории, включения всех мобильных ГТЭС (принадлежат «Россетям») и в случае отключения одного блока расположенной в Севастополе Балаклавской ТЭС (251,5 МВт) энергодефицит в энергосистеме Крыма и Севастополя в 2024 году составит 243 МВт, а к 2029 году — 307 МВт.

Строительство 900 МВт на юге, по оценкам опрошенных “Ъ” аналитиков, может обойтись минимум в 80 млрд руб.

Новую генерацию будут строить через механизм конкурентного отбора мощности новой генерации (КОМ НГ). Конкурс проектов, как говорили в Минэнерго, может пройти в начале 2024 года. Механизм КОМ НГ уже применялся, в частности, для строительства Сакской ТЭЦ в Крыму (120 МВт, КрымТЭЦ) и Ударной ТЭС в Тамани (550 МВт, «Технопромэкспорт» — ТПЭ). Затраты на стройки окупаются за счет платежей промышленных потребителей первой (Урал и европейская часть РФ) и второй (Сибирь) ценовых зон оптового энергорынка.

Самый логичный и экономически обоснованный вариант технологии для объекта около 500 МВт — парогазовые установки (ПГУ), считает источник “Ъ” в экспертном сообществе. Наиболее оптимальное решение — расширение существующих электростанций, если это позволяет площадка, уточняет он. Так, ТПЭ, подконтрольный «Ростеху», имеет в Крыму две новые ПГУ-станции по 470 МВт каждая: Балаклавскую и Таврическую ТЭС. В Тамани ТПЭ к концу 2023 года планирует запустить ТЭС «Ударная» (550 МВт) на российской газовой турбине ГТД-110М.

В КрымТЭЦ неоднократно заявляли о желании расширить Симферопольскую ТЭЦ. Но могут появиться и новые претенденты: гендиректор «Интер РАО» Борис Ковальчук недавно говорил о заинтересованности в КОМ НГ на юге, но все зависит от технических параметров конкурса.

Конкурсы КОМ НГ могут пройти еще в двух энергосистемах, следует из нового СиПР. Так, в ОЭС Востока (в Амурской области, Хабаровском и Приморском краях) требуется до 1,48 ГВт, а в ОЭС Сибири (в Иркутске, Забайкалье, Бурятии) — до 1,23 ГВт.

Рост энергодефицита в этих энергосистемах обусловлен в том числе расширением Восточного полигона.

Ключевой вызов для реализации новых проектов связан с неясной ситуацией с поставками газотурбинных установок российского производства, отмечает независимый аналитик Юрий Мельников. Судя по примеру газовой Новоленской ТЭС (550 МВт, «Интер РАО», Якутия), генкомпании могут отдавать предпочтение паросиловым установкам (ПСУ), поясняет он. Расход топлива на ПСУ-блоках на 60% больше, чем на ПГУ, но риски ненадежной работы значительно ниже. Юрий Мельников прогнозирует продолжение тенденции выбора ПСУ-технологии в России.

Но для паросиловой технологии при прочих равных потребуется в три раза больше мощности паровых турбин, уточняет аналитик, значит, поставщики будут перегружены заказами (в дополнение к имеющимся проектам по программе модернизации старых ТЭС), что отразится на сроках поставок, ввода станций и на ценах.

Полина Смертина