- Підготовка
- Загальний опис
- Стратегічне обґрунтування
- Економічне обґрунтування
- Фінансове обґрунтування
- Управлінське обґрунтування
Загальна інформація
Опис проєкту
Проект із встановлення сучасної парогазової ТЕЦ (виробництво електричної та теплової енергії) на території Полтавської області з використанням газо-турбінної технології загальною встановленою потужністю до 500 МВт для підвищення стійкості ОЕС України та забезпечення додаткового теплопостачання. Паливо – природний газ.
Мета проєкту
Основна мета:
Нарощування потужностей
Додаткова мета:
Внесок до кліматичних або довкіллєвих цілей, Модернізація для відповідності сучасним стандартам, Модернізація для відповідності сучасним стандартам, Створення нових об’єктів та сервісів, Розширення доступу до благ та послуг, Покращення стану інфраструктури, Запровадження інновацій та енергоефективних рішень, Створення нових робочих місць через реалізацію проєкту, Поява нових виробничих потужностей, Зменшення територіальних чи соціальних розривів, Задоволення зростаючого попиту
Опис мети проєкту та способи її досягнення
Проектом передбачається будівництво сучасної парогазової ТЕЦ загальною електричною потужністю 500 МВт, яка складається з 6 газових турбін (типу Siemens SGT 800 потужністю 57 МВт), 1 парової турбіни (вир-ва Siemens Energy відповідної потужності) та супутнього обладнання. Реалізація проекту розбита на 2 черги: по 342 МВт (6 газових турбін) та до 160 МВт (1 парова турбіна) кожна. Парогазова ТЕЦ - це система генерації, яка поєднує в загальній тепловій схемі паротурбінні і газотурбінні установки, що працює на природному газі. Можливе отримання двох видів енергії (тепла та електроенергії) і цей процес називається «когенерація»
Парогазова електростанція містить два окремих двигуна: паросиловий і газотурбінний. У газотурбінній установці турбіну обертають газоподібні продукти згоряння палива. Паливом служить природний газ. На одному валу з турбіною знаходиться електрогенератор, який за рахунок обертання ротора виробляє електричний струм. Проходячи через газову турбіну, продукти згоряння віддають лише частину своєї енергії і на виході з неї, коли їх тиск вже близько до атмосферного і робота не може бути ними виконана, все ще мають високу температуру. З виходу газової турбіни продукти згоряння потрапляють у паросилову установку, в котел-утилізатор, де нагрівають воду і утворюється водяна пара. Температура продуктів згоряння достатня для того, щоб довести пару до стану, необхідного для використання в паровій турбіні (температура димових газів близько 500 °C дозволяє отримувати перегріту пару при тиску близько 100 атмосфер. Парова турбіна приводить в дію другий електрогенератор.
Пара з шестьох ГТУ потужністю 57 МВт колжна кожна подається в через загальний колектор на котли-утилізатори направляється в одну загальну паросилову установку з паровою турбіною.
Окрім отримання додаткового прибутку ПАТ «Укрнафта» від реалізації в ОЕС-України електричної енергії в об’ємі ~ 2818,2 ГВт*год та технологічної пари, проект покликаний забезпечити постачання додаткового обсягу теплової енергії для територіальної громади, в об’ємі ~ 300 тис. Гкал на рік.
Проблеми та способи їх вирішення в наслідок реалізації проєкту
Причини виникнення проблеми:
- Природне збільшення попиту на товари
Внаслідок триваючого збільшення частки генерації електричної енергії з відновлювальних джерел енергії (сонця, вітру тощо) постійно зростає потреба в забезпеченні послуг балансування ОЕС-У, що може бути забезпечена високоманевровими газотурбінними установками.
- Зміна попиту внаслідок бойових дій
Реалізація проєкту спрямована на розвиток розподіленої генерації шляхом встановлення нових додаткових потужностей та покриття дефіциту електроенергії, спричиненого ракетно-дроновими обстрілами.
Соціально-економічний контекст
Показник
Значення
Інший економічний
8.9 млн. грн
Кількість населення у географічній зоні впливу проєкту
1.5 млн. люд.
Кількість ВПО у географічній зоні впливу проєкту
100 роб.місц
Стратегічне обґрунтування
Стратегічна доцільність проєкту
Сектор
Енергетика
Підсектор
Електроенергетика
Напрям
Будівництво нових генеруючих потужностей
Стратегічний документ
Енергетична стратегія України на період до 2050 року
Завдання
Створення нових генеруючих потужностей для забезпечення надійності енергопостачання, підвищення енергетичної безпеки та сталого розвитку енергетичної системи України
Цілі проєкту
Показник
Базове значення
Цільовe значення
Надходження до Державного бюджету України від додатково отриманого прибутку від провадження господарської діяльності на ринках електричної та теплової енергії, протягом 10 років
8 млн. грн
8.6 млн. грн
Постачання додаткового обсягу електричної енергії в ОЕС-України в об’ємі 3000 ГВт*год на рік.
2000 ГBтч
3000 ГBтч
Додаткові робочі місця, включаючи ВПО: 100
80 роб.місц
100 роб.місц
Попит на послугу та його динаміка
Показник
Рік
Попит
Річний попит на послуги/інфраструктуру
1
25500 МBт/ч
Річний попит на послуги/інфраструктуру
2
26000 МBт/ч
Річний попит на послуги/інфраструктуру
3
26530 МBт/ч
Річний попит на послуги/інфраструктуру
4
27061 МBт/ч
Річний попит на послуги/інфраструктуру
5
27602 МBт/ч
Економічне обґрунтування
Альтернативні технічні рішення
Технічне рішення 1
Нове будівництво ТЕЦ потужністю до 500 МВт електричної енергії на території Полтавської області
Технічне рішення 2
Будівництво ТЕЦ з використанням твердого палива
Загальні витрати37'758'002'000 ГРН39'818'500'002 ГРН
Середньорічні витрати1 ГРН2'873'500'000 ГРН
Тривалість проєкту, в т.ч.48 місяців96 місяців
Тривалість експлуатації360 місяців420 місяців
Цільові показникиВизначені Визначені
Статус технічного рішення
Активне
Відхилене
Компоненти технічного рішення
Фінансове обґрунтування
Загальний бюджет проєкту
Загальний попередній бюджет37'758'002'000 ГРН39'818'500'002 ГРН
Капітальні витрати37'758'002'000 ГРН39'818'500'002 ГРН
Операційні витрати0 ГРН0 ГРН
Попередній розпис видатків
Операційні витрати на реалізацію0 ГРН0 ГРН
На підготовку69'160'000 ГРН36'945'000'000 ГРН
На реалізацію37'688'841'998 ГРН2'873'500'000 ГРН
На експлуатацію1 ГРН1 ГРН
На закриття1 ГРН1 ГРН
Середня вартість проєкту на одного отримувача послуги
Одиниця послугисобівартість інвестицій
Вартість одиниці послуги16'734'238'000 ГРН
Дохідність проєкту
Чи передбачається проєктом отримання доходу?
ВідповідьТакНі
Механізми фінансування проєкту
Чи визначені джерела та механізми фінансування?
Джерело та механізмТакНі
Джерела фінансування
Затверджені кошти0 ГРН0 ГРН
Очікувані кошти27'958'584'000 ГРН0 ГРН
Управлінське обґрунтування
Оцінка ризиків
Технічний ризикВизначеніНе визначені
Фінансовий ризикВизначеніНе визначені
Економічний ризикВизначеніНе визначені
Політичний ризикВизначеніНе визначені
Соціальний ризикВизначеніНе визначені
Операційний ризикВизначеніНе визначені
Ринковий ризикВизначеніНе визначені
Екологічний ризикВизначеніНе визначені
Організаційні заходи
ВідповідьВизначеніНе визначені
Підсумки техніко-економічного аналізу
Економічний аналіз
Соціальні вигоди та витрати
Вигоди: Створення робочих місць: нові ТЕЦ забезпечують від 20 до 100+ постійних робочих місць (залежно від масштабу), а на етапі будівництва – ще більше. Підвищення енергетичної безпеки: стабільне електро- і теплопостачання для місцевих громад, критичної інфраструктури (лікарні, водоканали, школи). Зменшення ризиків відключень: можливість забезпечити аварійне живлення в умовах воєнних дій та пікових навантажень. Розвиток локальної економіки: підрядні роботи, логістика, сервіс – залучення місцевих підприємств. Витрати: Соціальна чутливість до підвищення тарифів на тепло й електроенергію у випадку зростання ціни на газ. Потенційні переселення чи обмеження використання територій (для великих майданчиків ПГУ). Певна залежність від імпортних технологій (Siemens, Wärtsilä, MWM), що може зменшувати локальну додану вартість.
Екологічні вигоди та витрати
Вигоди: • Зменшення викидів на одиницю продукції порівняно із застарілими ТЕЦ (менше CO₂, NOₓ, SO₂). • Високий ККД (ГПМ – 43–45%, ПГУ – до 59,6%) → нижча витрата газу на 1 МВт·год, менше викидів. • Можливість часткової роботи на H₂ у майбутньому (особливо для ПГУ Siemens). • Скорочення обсягів теплового забруднення за рахунок сучасних систем охолодження. Витрати: • Використання води для охолодження. • Відходи мастил і реагентів при експлуатації ГПМ.
Непрямі вигоди та витрати
Вигоди: • Підтримка розвитку ВДЕ: ГПМ та ПГУ забезпечують балансування енергосистеми у години, коли ВЕС і СЕС не виробляють електроенергію. • Зменшення залежності від вугільних блоків → скорочення імпорту вугілля та викидів. • Можливість участі у ринку допоміжних послуг (frequency response, резерв потужності). • Зростання інвестиційної привабливості регіону завдяки надійному енергозабезпеченню. Витрати: • Фінансові ризики: великі капітальні витрати (CAPEX), довгий строк окупності. • Конкуренція з іншими джерелами: у перспективі – дешевою "зеленою" генерацією (ВДЕ з накопичувачами). • Ризики воєнного характеру: об’єкти можуть стати цілями атак.