«У отечественных ПГУ есть резервы для рыночной конкуренции с проектами модернизации ПСУ»

Подготовка к прошедшему в конце апреля отбору проектов модернизации ТЭС с использованием отечественных газовых турбин заняла много месяцев. Основная причина – споры о ценовых показателях. Более полные результаты конкурса (с указанием удельных и суммарных капительных затрат) были опубликованы в конце мая. Ценовые перспективы газотурбинных проектов в российской энергетике мы попросили прокомментировать аналитика VYGON Consulting Ростислава Костюка.

Ростислав Костюк

На прошедшем конкурентном отборе ПГУ-проектов победу одержали объекты с показателем эффективности 3,5-3,9 рубля за 1 кВт*ч, что в среднем на 62% превышает показатели двух проектов ПГУ, выбранных «вне конкурса» Правительственной комиссией по развитию электроэнергетики в 2019 году. Этот рост вызван, главным образом, большими капитальными затратами, поскольку газовые турбины, которые будут установлены на четырёх электростанциях в первой ценовой зоне ОРЭМ (Центр и Урал), – инновационные. Они разработаны на смену иностранным образцам в рамках развёрнутой в 2015 году программы локализации и стоят дороже. При этом газовая турбина, которая будет установлена на Нижнекамской ТЭЦ (отобрана правкомиссией с коэффициентом эффективности 2 291 рубля за 1 МВт*ч), – также отечественного производства (ГТЭ-170 «Силовых машин»). Этот факт свидетельствует о возможности снижения на предстоящих отборах показателя для проектов с российскими ПГУ до этого уровня. По нашим оценкам проекты с парогазовым циклом (включая замену генератора, строительство здания и замену паровой турбины) могут быть конкурентоспособны на отборах при показателе эффективности на уровне 2,3 тыс. рублей за 1 МВт*ч.

Что касается непосредственно производств, то «Объединённая двигателестроительная корпорация» (ОДК, подконтрольна «Ростеху») будет готов выпускать по четыре турбины ГТД-110М в год. Для окупаемости проекта «Силовых машин» (ГТЭ-65 и ГТЭ-170), по оценке самой компании, необходимо будет произвести ГТУ на 5,5 ГВт, что покрывается законтрактованными в КОММод-ПГУ объёмами лишь на 17%. В настоящий момент разница между зоной конкурентоспособности ПГУ и мероприятиями по замене паровых турбин/котлоагрегата составляет 420-460 рублей за 1 МВт*ч. Для сокращения данного разрыва можно увеличить минимальную глубину модернизации и сделать акцент на топливную эффективность модернизируемых блоков при отборе. Эти нововведения, по нашим оценкам, могли бы повысить долю вводов ПГУ в конкурентных отборах до 40%, позволив построить до 5 ГВт ПГУ к 2028-2031 годам.


22 июня 2021 в 19:00