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.
Фото: Александр Коряков, Коммерсантъ
Фото: Александр Коряков, Коммерсантъ
«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.
Иностранные газовые и паровые турбины использовались в России в 2000-х годах при строительстве новых ТЭС по договорам поставки мощности (ДПМ). Строительство и окупаемость стаций оплачивают потребители через повышенные платежи за мощность. Всего в РФ около 100 мощных газовых турбин производства Siemens, General Electric, Ansaldo, Alstom и Mitsubishi.
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.