«Газпром энергохолдинг» раскручивает Китай
ТЭС в Якутии поработает на импортных турбинах
По данным “Ъ”, «Газпром энергохолдинг» может заняться строительством парогазовой ТЭС на 330 МВт в Якутии с вводом в 2026–2027 годах. Компания хочет поставить на станцию две китайские газовые турбины AGT-110 — аналог российской ГТД-110М. Новая ТЭС, по словам регуляторов, нужна для покрытия энергодефицита, возникающего из-за затяжного строительства двух блоков Нерюнгринской ГРЭС «РусГидро» и растущего экспорта энергии в Китай. Стоимость газовой ТЭС, по оценкам аналитиков, превысит $500 млн, что вновь увеличит платежи бизнеса за энергию в остальной части РФ.
Фото: Алексей Смагин, Коммерсантъ
Фото: Алексей Смагин, Коммерсантъ
«Газпром энергохолдинг» (ГЭХ) хочет построить парогазовую ТЭС на 330 МВт в Нерюнгринском районе Якутии, рассказали “Ъ” четыре источника в отрасли. Два собеседника “Ъ”, знакомые с планами компании, говорят, что сотрудники ГЭХ уже выбрали площадку возле поселка Чульман. Предполагается, что ГЭХ протянет к станции газопровод протяженностью 8 км от «Силы Сибири» (потребление — 0,5 млрд кубометров газа в год). В ГЭХ не ответили “Ъ” на запрос.
ГЭХ обещает запустить первую очередь ТЭС из двух газотурбинных установок (ГТУ) осенью 2026 года, а к осени 2027 года надстроить паровую турбину.
Чтобы успеть построить ТЭС с нуля в эти сроки, компания хочет купить китайские газовые турбины AGT-110 (производитель — AECC Gas Turbine).
Проект AGT-110 развивается минимум с 2018 года, в его основе — украинская разработка ГТД-110, то есть китайская турбина может считаться «сводной сестрой» ГТД-110М «Ростеха», замечает аналитик Юрий Мельников.
Новая ТЭС в Чульмане, по мнению профильных регуляторов, нужна для покрытия энергодефицита в энергосистеме Востока, объем которого в 2026 году превысит 2,8 млрд кВт•ч. Энергия необходима для снабжения Восточного полигона, для экспорта в Китай (плюс 1,2 млрд кВт•ч), для покрытия внутреннего спроса (0,5 млрд кВт•ч), а также из-за растущей аварийности на старых станциях. На фоне увеличения потребностей «РусГидро» предупреждает о сдвиге запуска двух строящихся энергоблоков угольной Нерюнгринской ГРЭС (450 МВт) на два года, до 2028 года, говорят источники “Ъ”. В «РусГидро» сказали “Ъ”, что строительство блоков идет по графику, основное оборудование законтрактовано и изготавливается «Силовыми машинами».
Минэнерго, по данным “Ъ”, поддерживает предложение ГЭХ о строительстве парогазовой ТЭС. Вопрос будет рассмотрен на правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики 27 апреля, уточняют источники “Ъ”. Два из них утверждают, что проект строительства энергоблоков Нерюнгринской ГРЭС не будут отменять.
CAPEX парогазовой ТЭС в Чульмане не определен.
По оценкам Матвея Тайца из инвестбанка «Синара», стоимость строительства может составить 23 млрд руб. без учета инфраструктуры. Другой аналитик, пожелавший остаться анонимным, оценивает CAPEX в $500 млн из-за сурового климата без учета инфраструктуры. ГЭХ, вероятнее всего, будет окупать инвестиции через надбавку к цене на мощность для потребителей европейской части РФ, Урала и Сибири.
«Перекладывать на потребителей инвестзатраты энергетиков, связанные с расширением экспорта электроэнергии или ростом аварийности у энергокомпаний, будет странно и неправильно,— говорят в "Сообществе потребителей энергии".— А обоснований в части роста энергоспроса потребителей для создания этой ТЭС явно недостаточно — весь прогнозный прирост можно обеспечить увеличением выработки и перетоками от существующих мощностей».
Один из собеседников “Ъ” указывает, что для строительства ТЭС на нелокализованных турбинах придется менять условия программы модернизации ТЭС на Дальнем Востоке либо делать исключение для ГЭХ. Аналитик Юрий Мельников отмечает, что значимой истории коммерческой эксплуатации китайской турбины AGT-110 нет, тем более за пределами Китая. Первый образец, продолжает аналитик, тестировался на ТЭС CNOOC в Шэньчжэне в 2021–2022 годах, в том числе с подключением к энергосистеме. Разнесенный по времени запуск в эксплуатацию газотурбинной и паросиловой частей ПГУ — очень необычное и рискованное решение, которое удлинит сроки ввода энергоблока в эксплуатацию, повысит суммарные затраты и снизит надежность, считает он.