Enel вслед за «Татэнерго» просит разрешить модернизацию с применением «старой» ПГУ

21 июля Минэнерго опубликовало проект постановления, позволяющий использовать в программе и иностранные парогазовые установки. Но при соблюдении трех условий: одновременная замена паровой турбины и надстройка газовой; мощность объекта после модернизации не должна превышать 250 МВт; оборудование должно быть приобретено до 2015 года и не эксплуатироваться ранее. Условия участия в конкурсе были смягчены специально под проект «Татэнерго»: компания сможет использовать импортную турбину Siemens для модернизации Набережночелнинской ТЭЦ (с ней компания намерена выйти на конкурсный отбор проектов с вводом в 2026 году).

Глава дивизиона «Европа» Enel Симоне Мори просит г-на Борисова и г-на Новака изменить условия для участия в отборе с импортными турбинами, но уже под свои нужды. Он предлагает повысить ограничение по мощности объекта после модернизации с 250 до 450 МВт и позволить использовать импортное оборудование, купленное до 31 декабря 2015 года. Тогда компания сможет использовать для модернизации Невинномысской ГРЭС (входит в «Энел Россия») в Ставропольском крае паровую и газовую турбины мощностью 440 МВт итальянской Ansaldo Energia, произведённые в 2013 году и ввезённые в Россию в 2015-м, поясняет он. Топ-менеджер также предлагает сдвинуть сроки очередного конкурсного отбора проектов, в котором планировала участвовать и «Татэнерго» с проектом Набережночелнинской ТЭЦ, с сентября на декабрь 2020 года. Невинномысская ГРЭС (установленная мощность – 1530,2 МВт, тепловая – 585 Гкал/ч) – одна из крупнейших тепловых электростанций Северного Кавказа.

Представитель Юрия Борисова отказался от комментариев, так же поступили в «Энел Россия». В Минэнерго на запрос не ответили.

Аналитик «ВТБ Капитала» Владимир Скляр предположил, что речь идёт о газотурбинной установке, приобретенной «Энел Россия» для Среднеуральской ГРЭС, от модернизации которой компания впоследствии отказалась (это подтверждает источник на энергорынке). Паровая и газовая турбины с котлом-утилизатором обошлись российской «дочке» Enel в 98 млн евро. Текущую стоимость г-н Скляр оценивает примерно в 18 млрд рублей с учётом текущего курса рубля.

Желание Enel пристроить невостребованные турбины понятно – это позволит сократить стоимость проекта почти на 80%, поскольку оборудование по факту уже приобретено, отметил эксперт. Но, по его мнению, это будет идти вразрез с логикой требований по локализации оборудования в РФ. Ситуацию с «Татэнерго» Владимир Скляр считает принципиально иной: «В случае с Набережночелнинской ТЭЦ речь идёт фактически о создании с нуля новых мощностей в энергодефицитном регионе, а конфигурация будущего блока ранее уже прошла конкурсный отбор и не требует изменения самой заявки».

Старший аналитик Центра энергетики Московской школы управления «Сколково» Юрий Мельников считает, что по газовым турбинам большой мощности (более 100 МВт) требования программы о локализации выполнить практически невозможно – в России нет таких технологий, сказал он. Первой и пока единственной парогазовой установкой большой мощности, дошедшей до стадии работы в условиях конкурентного рынка, является ГТД-110М, серийное производство которой планировалось начать в 2020 году. Изначально задумывалось именно обновление генерирующих мощностей – увеличение их установленной мощности, снижение удельного расхода топлива и выбросов загрязняющих веществ, сказал источник на энергорынке. Но сегодня предложения на российском рынке газотурбинного оборудования крайне ограничены, что снижает эффективность госпрограммы, добавил собеседник.