Энергетики боятся проблем с эксплуатацией ТЭС на импортном оборудовании

Генерирующие компании РФ составили список возможных рисков для энергетики из-за санкций, “Ъ” ознакомился с ним. Среди основных — проблемы с эксплуатацией энергоблоков на иностранном оборудовании вплоть до полного их закрытия. Импортные турбины стоят на ТЭС общей мощностью 35 ГВт, говорят аналитики, допуская переориентацию генераторов на оборудование из Китая, Индии и Ирана. В Минэнерго прорабатывают меры поддержки отрасли, но не комментируют их до обсуждения в правительстве.

Совет производителей энергии (СПЭ, объединяет генерирующие компании РФ) подготовил свод возможных рисков для энергетики из-за масштабных санкций (“Ъ” видел документ). Проблемы энергетиков и способы их решения обсуждались в Минэнерго 14 марта. Всего в списке 20 рисков, они разделены на восемь тематических блоков, таких как, в частности, закупка оборудования, модернизация старых ТЭС и поставка топлива.

Одно из основных опасений генераторов — проблемы с эксплуатацией энергоблоков на иностранных парогазовых установках (ПГУ) при возникновении дефицита импортных запчастей или невозможности сервисного обслуживания.

СПЭ допускает, что часть ТЭС придется досрочно закрыть или заморозить. Пока ассоциация предлагает составить график вывода и консервации ПГУ-блоков, а также определить степень влияния станций с импортными газотурбинными установками (ГТУ) на надежность энергорайонов и региональных энергосистем. При этом генераторы просят отменить штрафы за ускоренный вывод неэффективных объектов, включая и новые станции, построенные во времена реформы РАО «ЕЭС России» по договорам поставки мощности (ДПМ).

Всего в РФ в рамках ДПМ и других программ строительства было поставлено около 100 мощных газовых турбин, в основном Siemens, General Electric, Ansaldo, Alstom, Mitsubishi, говорит руководитель направления Центра энергетики МШУ «Сколково» Юрий Мельников. Совокупная мощность энергоблоков ГТУ и ПГУ составляет 20% от мощности всех ТЭС, или около 35 ГВт, оценивает он. К примеру, в Кузбассе ГТУ используются в качестве пикового источника энергии, а в компании «Мосэнерго» в 2020 году ПГУ выработали 29,9% электроэнергии и около 10% тепловой энергии, отмечает господин Мельников.

По мнению СПЭ, необходимо провести ускоренную сертификацию неоригинального оборудования и создать общий виртуальный обменный склад запчастей.

Для решения проблемы с обслуживанием автоматических систем управления технологическим процессом для ТЭС нужно ускорить импортозамещение в IT, поддержать стартапы, найти альтернативных поставщиков и провести тренировки по управлению станциями в ручном режиме.

Генераторы считают, что заменить европейских поставщиков могут страны, которые не поддержали санкции Запада. Компании предлагают приравнять такие государства к странам Евразийского экономического союза (ЕАЭС) «в части происхождения оборудования», внеся соответствующие поправки в постановление №719. Сегодня сложное энергооборудование может считаться произведенным в РФ, если правами на конструкторскую документацию владеет резидент ЕАЭС, это касается паровых и гидротурбин, газовых турбин до 35 МВт, электрогенераторов, говорит Николай Посыпанко из Vygon Consulting. Источник “Ъ” в отрасли полагает, что генкомпании для снижения стоимости текущих проектов могут переориентироваться на оборудование и запчасти из Китая, Индии и Ирана.

Западные санкции уже привели к росту стоимости проектов модернизации старых ТЭС, поэтому СПЭ предлагает увеличить CAPEX для отобранных и будущих проектов, «включая индексацию величины предельных максимальных капитальных затрат с учетом фактического удорожания стоимости объектов модернизации». Для дальневосточных проектов попавшего под санкции «РусГидро» предлагается предоставить средства ФНБ или дать доступ к финансам ВЭБа. Стоимость проектов в 2023–2024 годах, по оценке СПЭ, может вырасти на 350 млрд руб.

Генераторы также выступают за перенос начала работ по модернизации и освобождение инвесторов от штрафов за задержку запуска объектов на 18–36 месяцев без сокращения срока договора поставки мощности с индексацией CAPEX и OPEX на соответствующее продление. Стоимость этой меры оценивается в 1 млрд руб. в год. Как писал “Ъ” 17 марта, Минэнерго уже предложило правительству ввести особый режим начисления штрафов за срыв срока запуска объектов.

Еще один риск — рост цен на топливо. Генкомпании вновь предложили зафиксировать или сдержать стоимость угля, ограничить или заморозить тарифы на железнодорожную перевозку угля для нужд энергетиков, а вагоны использовать в первую очередь внутри РФ. Снизить внутренние тарифы можно за счет увеличения цен на перевозку угля за рубеж, полагают в СПЭ.

Несмотря на рост цен на топливо, на рынке на сутки вперед (РСВ) могут возникнуть нулевые цены на электроэнергию в случае обрушения энергопотребления. Генераторы в этом сценарии оценивают свои потери в 125 млрд руб. при снижении необходимой валовой выручки на 15%. Компании предлагают ввести минимальную границу цен на РСВ не ниже топливной составляющей. «Предложение предотвратит нулевые цены, но потребует ревизии рыночных сигналов в других секторах рынка — выборе состава включенного оборудования и формировании оперативных резервов»,— считает Николай Посыпанко.

Все поступающие предложения рассматриваются, им дается оценка на необходимость и своевременность, основная задача принимаемых мер не разрушить устоявшиеся правила работы рынка электроэнергии, заявили “Ъ” в Минэнерго, добавив, что считают возможным детально комментировать эти меры только после рассмотрения их в правительстве.

Полина Смертина