«Лукойл» планирует интегрировать гидрогенерацию в технологический цикл Краснодарской ТЭЦ. Фото: «Лукойл – Кубаньэнерго»
Поделиться
«Лукойл» намерен инвестировать в проект 458 млн рублей. Точные сроки начала монтажных работ и ввода МГЭС в эксплуатацию в министерстве не уточнили. В ПАО «Лукойл» от комментариев воздержались, сославшись на корпоративную информационную политику.
Отметим, что для «Лукойл – Кубаньэнерго» это часть стратегии по развитию возобновляемых источников энергии на базе Краснодарской ТЭЦ. В 2022 году на свободных участках ТЭЦ была запущена солнечная электростанция мощностью 2,35 МВт. Инвестиции в солнечный парк составили 200 млн рублей. Выработанная электроэнергия поставляется в общую энергосистему региона, указано на сайте компании. В «Лукойле» ранее подчеркивали, что инициатива направлена на снижение углеродного следа.
СПРАВКА
Краснодарская ТЭЦ — один из ключевых энергообъектов юга России. Станция введена в эксплуатацию в 1954 году. Установленная электрическая мощность составляет 1025 МВт, тепловая — 635,5 Гкал/ч. Основное топливо — природный газ. В «Лукойле» заявляли о намерении нарастить мощность ТЭЦ на 150 МВт за счет возведения нового блока к лету 2028 года. ООО «Лукойл – Кубаньэнерго» — дочернее общество ПАО «Лукойл». В 2024 году выручка «Лукойл – Кубаньэнерго» составила 17,1 млрд рублей, чистая прибыль – 1,5 млрд рублей.
Технология малых ГЭС (мощностью до 25–50 МВт) развивается в основном на Кавказе и в Карелии. Использование шнековых установок на промышленных сбросах – нишевое решение. Шнековая ГЭС позволяет утилизировать энергию потока без строительства плотин. Тем не менее, эксперты говорят о неоднозначной экономике проекта. Удельная стоимость установленной мощности (порядка 500 тыс. руб. за 1 кВт) превышает средние показатели по рынку возобновляемой энергетики, что указывает на имиджевую составляющей проекта.
Руководитель дирекции международных программ АНО «Центр «Энерджинет» Владислав Южаков отмечает, что проект правильнее рассматривать как инженерное повышение эффективности — попытку использовать перепад воды, который иначе теряется. При этом окупаемость такого решения может составить от 12 до 25 лет. Экономику проекта, по мнению эксперта, определят сетевые платежи, стоимость интеграции и эксплуатационная дисциплина.
«По опыту последних лет, такие идеи у других компаний всплывают достаточно регулярно — особенно там, где есть потеря на уже построенной инфраструктуре. В принципе, направление имеет перспективу, но именно как инструмент повышения эффективности в существующих циклах электрогенерации», — убежден Владислав Южаков.
В свою очередь, директор по развитию инжиниринговой компании ООО «Энергия Плюс» Павел Марышев полагает, что мощность в 0,9 МВт недостаточна даже для покрытия собственных нужд ТЭЦ, а высокая цена объясняется экологической повесткой.
«Даже с учетом энергодефицитности ЮФО такого рода проект выглядит как «реверанс» в сторону устойчивого развития и экологии региона», — отмечает специалист.
В Ассоциации малой энергетики также подтверждают, что проект имеет сильную имиджевую и стратегическую нагрузку, либо в смету заложены уникальные риски. Возможно в заявленный объем инвестиций включены масштабные строительные работы по реконструкции сбросного канала, создание системы подключения к действующей высоковольтной инфраструктуре ТЭЦ, проектные и изыскательские работы в стесненных условиях. Также на цену проекта может влиять закупка импортного оборудования, отметили в ответе на запрос «Эксперта Юг» специалисты ассоциации.
«Интерес к направлению растет, но массовым бумом его пока назвать нельзя. Направление перспективно как нишевое решение для крупных промышленных предприятий с большими объемами водопотребления. Оно не станет основой энергетики страны, но может дать существенный вклад в энергоэффективность отдельных площадок», – резюмировали в ассоциации.
