Главная
Общество с ограниченной ответственностью «Волгоградская ГРЭС» зарегистрировано 29 апреля 2015 года.
Устав Общества переутвержден решением Учредителей 22 июня 2015г
Операционная деятельность ООО «Волгоградская ГРЭС» начата с 29 апреля 2015 года.
С 18 июня 2015 года генеральным директором Общества избран Денис Евгеньевич Касьян.
Основными видами деятельности ООО «Волгоградская ГРЭС» являются производство электрической и тепловой энергии электростанцией, реализация тепловой энергии и энергоносителя – на розничном рынке.
В ООО «Волгоградская ГРЭС» входит весь имущественный комплекс Волгоградской ГРЭС, находящейся по адресу г.Волгоград, ул. Промысловая, 2.
Год ввода в эксплуатацию первого агрегата — 1930 год
Установленная электрическая мощность энергообъекта ООО «Волгоградская ГРЭС» 72МВт, установленная тепловая мощность 247 Гкал/час (в паре 193 Гкал, в горячей воде 103 Гкал.)
Оборудование.
На станции установлено 7 (4) котлоагрегатов общей паропроизводительностью 1140 (770) т/ч:
Все котлоагрегаты работают на газовом топливе, а котлы №№ 10, 11 могут использовать в качестве резервного топлива уголь марки АШ, котел № 9 после реконструкции в 2009 году в качестве резервного топлива может использовать мазут.
Краткий анализ тепловых сетей, находящихся на балансе
Волгоградская ГРЭС осуществляет теплоснабжение потребителей через централизованные тепловые сети закрытого типа в Кировском районе г. Волгограда.
Присоединенная тепловая нагрузка в соответствии с действующими договорами составляет:
Наименование ТЭЦ (котельной)
Установленная мощность в горячей воде и паре, Гкал/ч
Располагаемая мощность в горячей воде и паре, Гкал/ч
Присоединенная тепловая нагрузка,
Использование установленной мощности, %
горячая (сетевая) вода
103,0
Основные технические параметры сетевых трубопроводов.
На балансе Волгоградской ГРЭС находится 4,636 км (в сетевом исполнении) или 9,272 (в однотрубном исчислении) трубопроводов теплосети, из них 3,415 км магистральных и 1,221 км распределительных
Протяженность тепловых сетей по типу и диаметрам трубопроводов
в сетевом исполнении, км.
3,415
1,221
С 11 апреля 2016 года услуги по производству тепловой энергии, реализации тепловой энергии и теплоносителя на розничном рынке не оказываются.
«Интер РАО» хочет модернизировать станцию за счет новых доплат бизнеса
По данным “Ъ”, «Интер РАО» предлагает создать новый платеж для оптового энергорынка, чтобы модернизировать Черепетскую ГРЭС. Угольная станция построена в 2015 году по программе ДПМ, но, по оценке компании, уже через четыре года окажется на грани закрытия из-за убытков. «Интер РАО» хочет к 2026 году построить энергоблоки до 600 МВт на базе локализованных газовых турбин, предварительно оценивая затраты в 40 млрд руб. Проект был одобрен Владимиром Путиным, но не нашел поддержки в Минэнерго.
«Интер РАО» ищет новые варианты, чтобы окупить модернизацию угольной Черепетской ГРЭС в Тульской области. В качестве одного из них компания предлагает ввести новую надбавку к цене мощности для первой ценовой зоны (европейская часть РФ и Урал) по примеру поддержки генерации в Калининградской области. Об этом представитель «Интер РАО» сообщил в пятницу 6 ноября на совещании в «Совете рынка» (регулятор энергорынков), рассказывают источники “Ъ”, знакомые с ходом заседания.
40 миллиардов рублей
может стоить модернизация Черепетской ГРЭС с переводом ее на газ
«Интер РАО» планирует к 2026 году перевести ГРЭС с угля на газ, построив парогазовые установки на базе локализованных газовых турбин производства СП «Интер РАО» и GE. Мощность энергоблоков составит до 600 МВт. Компания также построит газораспределительную станцию мощностью 150 тыс. кубометров в час и газопровод протяженностью 53,5 км. Предварительно проект оценивается в 40 млрд руб., одноставочный тариф — около 3,6 тыс. руб. за 1 МВт•ч, говорит собеседник “Ъ”. Компания рассчитывала включить проект в программу модернизации старых ТЭС через квоту правительственной комиссии, но не смогла, поскольку отборы вне общего конкурса больше не проводятся.
В частности, проект не поддерживает Минэнерго, говорят два источника “Ъ”. «Совет рынка» соберет позиции регуляторов и участников рынка и направит их в Минэнерго для подготовки доклада. В Минэнерго, Минэкономики, ФАС и «Совете рынка» комментариев не дали. В «Интер РАО» лишь сообщили “Ъ”, что «угольные блоки построены в рамках ДПМ, вопрос об их выводе не стоит».
В «Системном операторе» (СО, диспетчер энергосистемы) рассказали “Ъ”, что не видят дефицита в Тульской энергосистеме до 2026 года. Ситуация после 2026 года будет понятна при разработке схемы и программы развития ЕЭС России на 2021–2027 год, но пока СО «не ожидает существенного скачка потребления в Туле».
Как «Интер РАО» просила включить Черепетскую ГРЭС в программу модернизации
«Учитывая, что никакой необходимости в новом энергоблоке нет, проект скорее является финансовой схемой, призванной улучшить экономику конкретной станции и энергокомпании в целом за счет дополнительных платежей потребителей»,— заявили “Ъ” в «Сообществе потребителей энергии».
Причина убытков угольной генерации в европейской части РФ — высокие расходы на доставку угля, говорит Владимир Скляр из «ВТБ Капитала». По его прогнозам, в ближайшее десятилетие около половины угольных ТЭС в этом регионе могут закрыться. Вместе с тем проект Черепетской ГРЭС позволит «Интер РАО» обеспечить заказ газовых турбин для СП с GE, частично заместить потери 11 млрд руб. EBITDA от завершения платежей ДПМ (это 8% от общей EBITDA группы) денежным потоком около 2,7 млрд руб. в год, а также снизить углеродный след. Кроме того, «Интер РАО» сможет увеличить отборы газа по контракту с «Роснефтью» на 0,5 млрд кубометров в год, или 1,5% от своего потребления.
Починка блока Березовской ГРЭС сравнялась с затратами на его строительство
«Юнипро» (подконтрольна немецкой Uniper) снова откладывает ввод аварийного энергоблока на Березовской ГРЭС. Компания обещала запустить его в первом квартале этого года, но теперь перенесла сроки на третий квартал. Стоимость ремонта составит 42 млрд руб. Из-за очередного сдвига сроков компания, по оценкам аналитиков, недополучит с оптового рынка до 54 млрд руб. платежей за мощность. Вместе с тем «Юнипро» впервые заявила о возможности инвестировать в зеленую генерацию в России по новой программе поддержки ВИЭ на фоне изменений стратегии головной компании.
Энергокомпания «Юнипро» (83,73% у немецкой Uniper, владеют в РФ 5 ГРЭС на 11,2 ГВт) уже в шестой раз сдвигает сроки ввода аварийного энергоблока на Березовской ГРЭС (800 МВт). Причины — «технологическая сложность» работ и нехватка персонала, сообщила компания 10 марта. Стоимость ремонта сгоревшего блока уже практически сравнялась с затратами на его строительство. Инвестиции в модернизацию составят 42 млрд руб. без учета операционных расходов, за четыре года компания уже вложила в объект 82% этой суммы, или 35 млрд руб. При этом часть этих расходов компания закрывает за счет полученных страховых выплат в размере 26,1 млрд руб., остальное выплачивает из прибыли.
«Юнипро» запустила третий энергоблок Березовской ГРЭС в конце 2015 года и начала получать повышенные платежи с оптовых потребителей по договору на поставку мощности (ДПМ). Инвестиции в строительство оценивались в 42,5 млрд руб. Однако уже в феврале 2016 года энергоблок сгорел и был выведен в ремонт. Сначала компания оценивала ремонт в 15 млрд руб., но постоянно повышала эту оценку. Сейчас с учетом OPEX расходы на энергоблок составят 47 млрд руб.
В отчете «Юнипро» по МСФО за 2019 год отмечается, что энергоблок может быть введен в эксплуатацию позже запланированного срока, задержка — «один из наиболее существенных индивидуальных рисков». Хотя топ-менеджмент компании заверил инвесторов, что рисков задержки ввода нет. Компания также не намерена уменьшать размер дивидендных выплат из-за задержки ввода блока. Выплаты акционерам в 2020–2022 годах составят по 20 млрд руб. в год.
Во время ремонта энергоблока «Юнипро» не получает повышенные платежи за мощность с энергорынка. Выпадающие доходы компании из-за сдвига сроков ввода на полгода составят 52—54 млрд руб., по оценке Владимира Скляра из «ВТБ Капитала». Если блок будет запущен 1 октября, то «Юнипро» получит до конца срока действия ДПМ до 65,6 млрд руб., отмечает эксперт.
Несмотря на очередную отсрочку ввода энергоблока на Березовской ГРЭС, чистая прибыль «Юнипро» по МСФО за 2019 год выросла на 9% год к году, до 19,7 млрд руб. EBITDA составила 26,9 млрд руб., увеличившись на 6%. Выручка увеличилась на 3%, до 80,3 млрд руб.
Капитальные затраты составили 14,2 млрд руб., в 2020 году компания ожидает капзатраты на уровне 12 млрд руб.
Fortum поглощает Uniper в России
«Юнипро» также впервые сообщила о возможности участия в программе ВИЭ в России. В первую очередь это связано с изменением стратегии головной компании Uniper, которая 10 марта объявила о курсе на существенное ускорение «декарбонизации», отметил глава «Юнипро» Максим Широков. По его словам, сейчас компания будет строить зеленую энергетику в России только в случае продления программы поддержки развития ВИЭ до 2035 года, которое сейчас обсуждается. «Без программы не думаю, что это будет окупаться когда-либо»,— добавил он. Участие в ВИЭ-проектах, вероятно, будет поддержано и новым мажоритарным акционером Uniper — финской энергокомпанией Fortum, которая надеется к концу первого квартала увеличить долю в немецкой компании с 50% до 70,5%. В интервью “Ъ” глава Fortum Пекка Лундмарк говорил, что «любая энергокомпания, если она планирует свое будущее, не может игнорировать ВИЭ» (см. “Ъ” от 24 октября 2019 года). Кроме того, участие в программе поддержки зеленой энергетики — один из способов смягчить выпадение доходов от программы ДПМ за горизонтом 2025 года, отметает Владимир Скляр. «Потепление «Юнипро» к этой теме диктуется скорее бизнес-интересами, нежели сменой отношения к выбросам»,— считает эксперт.