Российские ТЭС поберегут иностранное оборудование

Генерирующие компании уже начали испытывать проблемы с ремонтами и заменой иностранного оборудования на новых ТЭС. Регуляторы предлагают, по сути, оставить эти станции в резерве, сохранив частичную оплату мощностей. Промышленность выступает против такой инициативы. По мнению аналитиков, платеж за отключенные станции нужно рассчитывать индивидуально исходя из расходов на консервацию.

«Системный оператор» (СО, диспетчер энергосистемы) считает возможным включение ТЭС с иностранными газовыми турбинами только в исключительных случаях. «Предлагается это оборудование поддерживать в режиме готовности к включению. Если есть альтернатива, то включать его в последнюю очередь»,— заявил 11 июля председатель правления СО Федор Опадчий на заседании комиссии РСПП по электроэнергетике. Полная консервация станций не рассматривается, уточнил он.

Объем мощности энергоблоков с импортными турбинами, по оценкам СО, составляет 25,3 ГВт. Значительную часть можно выключить без угрозы для надежности энергоснабжения. По предварительным оценкам СО, только для 1,3 ГВт оборудования, расположенного в отдельных энергоузлах, есть потенциальный риск невозможности проведения регламентных работ и ремонтов.

По мнению генкомпаний, ситуация с обслуживанием иностранных турбин стоит довольно остро.

Доля выработки ТЭС на иностранном оборудовании составляет 17% от общего производства электроэнергии, а в европейской части РФ и на Урале — более 20%, сказала на заседании председатель набсовета Совета производителей энергии (СПЭ, объединяет генкомпании РФ) Александра Панина. По ее оценкам, наибольшая доля ПГУ и газотурбинных установок (ГТУ) находится в объединенных энергосистемах Северо-Запада и Урала.

Пока европейские страны и США не включали газовые турбины в санкционные списки. Но 17 июня ограничения на них наложила Япония, отметила госпожа Панина. Он уточнила, что уже есть поломки оборудования и его невозможно починить, есть заказанная техника, которую не получается доставить. Кроме того, компании опасаются отправлять оборудование на сервис за рубеж.

Наиболее острый вопрос — как платить за мощность простаивающих блоков.

Федор Опадчий отметил, что оплата мощности будет «происходить с каким-то дисконтом». В мае глава Минэнерго Николай Шульгинов говорил, что речь может идти о «снижении оплаты мощности до 10%».

Александра Панина утверждает, что для любой генкомпании остановка ПГУ — «трагедия и большая боль», поскольку именно они приносят основную прибыль. Она считает, что можно было бы предусмотреть «заморозку ДПМ» или частичную оплату мощности. В 2020 году платеж по ДПМ ТЭС в европейской части РФ и на Урале, где в основном стоят ПГУ, составил около 230 млрд руб.

Промышленность против такого подхода, говорит директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселев: «Генерирующие компании вместо того, чтобы детально изложить оценку состояния, ресурса, экономических последствий и результаты претензионной работы с поставщиками оборудования и сервисными компаниями по каждому энергоблоку, привычно пытаются переложить свои трудности на потребителей».

В «Совете рынка» (регулятор энергорынков) говорят, что давно предлагали меньше платить за мощность менее востребованным станциям, а более востребованным — больше.

«Возможно, на первом этапе в случае искусственного "придерживания" некоторых объектов стоит рассматривать только снижение им оплаты мощности»,— отметили там.

Вывод части ПГУ в резерв не повлияет на надежность энергосистемы с учетом того, что значительного роста электропотребления в РФ в ближайшие годы не ожидается, отмечает Олег Дудихин из Kept. Уровень платежа для остановленных блоков должен быть определен исходя из эксплуатационных затрат, необходимых для консервации, поддержания технического состояния и затрат на ввод. Простая фиксация на уровне 10% от платежа ДПМ, полагает аналитик, может привести в отдельных случаях как к получению сверхприбыли, так и к недофинансированию затрат на поддержание оборудования в должном состоянии.

Полина Смертина