Генерирующие компании просят «Системного оператора ЕЭС» остановить работу электростанций почти на 10 ГВт. Соответствующие заявки участники рынка подали в рамках механизма экономии ресурса парогазовых и газотурбинных энергоблоков, однако пока диспетчер удовлетворил только треть запрашиваемого объема. Такие меры СО ЕЭС объясняет необходимостью «экономии их ресурса», которая возникла в связи с недостатком специалистов, нарушением цепочек поставок запчастей и отсутствием возможности своевременного обслуживания турбин иностранного производства. Однако, как указывают инсайдеры в генерирующих компаниях, санкции коснулись только немецкого оборудования производства Siemens. При этом американская General Electric, вопреки политической ситуации, на три года продлила контракты с российскими энергетиками на обслуживание своих механизмов. Таким образом, в УрФО под удар могут попасть станции «Фортум» и «Интер РАО». В свою очередь, крупнейшие потребители считают, что «экономия ресурсов энергетиков» ляжет дополнительными платежами на рынок. По их оценкам, увеличение программы может привести к росту стоимости электроэнергии на оптовом рынке на 10% и выше.
Системный оператор (СО ЕЭС) опубликовал перечень энергорайонов, в которых для парогазовых турбин будет применяться режим экономии ресурса. Собственники мощностей из списка смогут включаться в работу с последним приоритетом.
Как следует из документа, всего на февраль генерирующими компаниями были поданы заявки на включение в перечень оборудования суммарной мощностью почти 9 795,11 МВт. При этом СО ЕЭС утвердил только 3 949,722 МВт. Для сравнения в январе этот показатель составил 3 788,578 МВт.
Полный список оборудования не разглашается. Однако, следует из постановления, самый крупный объем оборудования будет выведен в ОЭС Центра – суммарно 2155 МВт. Еще 1177 МВт – в ОЭС Юга. Еще 216,5 и 399,7 МВт в системах Востока и Урала соответственно.
Напомним, механизм экономии ресурса был разработан в связи со сложностями поставок запчастей и проведения работ на оборудовании иностранного производства. По этой причине генерирующим компаниям стало необходимо снизить затраты и увеличить межсервисный интервал, который, как указывают представители отрасли, зависит от эквивалент-часов.
Соответственно, было решено снизить загрузку таких блоков и вывести их в консервацию. При этом в режиме простоя блоки будут получать плату за мощность со всех потребителей. Для объектов, которые уже окупились, коэффициент составит 0,90, а для тех, кто еще получает платежи по ДПМ, – 0,97.
Как поясняет сам «Системный оператор», современные газотурбинные установки, входящие в состав ПГУ, – наиболее эффективные источники генерации как для собственников оборудования, так и для энергосистемы. Однако если собственник видит сложности с проведением обслуживания и необходимость его переноса на более поздний срок, он имеет возможность в следующем месяце использовать механизм экономии ресурса.
Таким образом, при снижении платы за мощность компания получит гарантию включения в работу в последнюю очередь, и если генерирующих мощностей будет хватать, то блок останется в холодном резерве.
В состав такого оборудования компании в ОЭС Урала входят блоки на Верхнетагильской ГРЭС (Свердловская область, 447 МВт), Нижневартовской ГРЭС (ХМАО, 413 МВТ), Уренгойской ГРЭС (ЯНАО, 460 МВТ) и Южноуральской ГРЭС-2 (Челябинская область, 740 МВт). Также два энергоблока ПГУ суммарной мощностью 807 МВт работают на Сургутской ГРЭС-2, принадлежащей ПАО «Юнипро». К прочему, ПГУ (419 МВТ) функционирует на Среднеуральской ГРЭС ПАО «ЭЛ5-Энерго», на Нижнетуринской ГРЭС (484 МВт) и ТЭЦ «Академическая» (200 МВт) ПАО «Т Плюс», а также на Тюменской ТЭЦ-1 (3 по 225 МВТ) и Няганской ГРЭС (3 по 424 МВт), принадлежащих ПАО «Фортум».
Источник «Правды УрФО» в ПАО «Т Плюс» отметил, что механизм экономии ресурса применяется только на блоках, где установлены немецкие агрегаты Siemens. При этом американское оборудование General Electric продолжает обслуживаться производителем, несмотря на санкции.
«Т Плюс» еще в 2022 году заключил с GE трехлетний контракт на обслуживание турбин. Их оборудование, в частности, работает на Академической ТЭЦ и Нижнетуринской ГРЭС. Поэтому сейчас в компании нет таких проблем. Насколько мне известно, американцы продлили поддержку всех своих агрегатов в России. В отличие от немцев, которые, вопреки условиям контрактов поставки оборудования, перестали обслуживать российские компании», – отметил инсайдер.
Напомним, что пока в России так и не было запущено полностью локализованное производство собственных турбин большой мощности. Отдельные позиции выпускает «Уральский турбинный завод», однако их технические характеристики не позволяют использовать их на больших проектах.
Однако в январе 2023 года «Объединенная двигателестроительная корпорация» (ОДК, входит в «Ростех») изготовила первую серийную газовую турбину ГТД-110М. Агрегат прошел испытания на Ивановских ПГУ и будет передан на ТЭС «Ударная» в Краснодарском крае. С 2024 года предполагается выпуск двух таких силовых установок ежегодно. Впрочем, по оценкам аналитиков, рынку необходимо несколько десятков единиц этого оборудования в год.
«Основная проблема заключается в том, что основные вводы новых генерирующих мощностей на основе ПГУ пришлись на 2010-е годы, когда применялся механизм ДПМ. На сегодня все оборудование еще не исчерпало свой ресурс, поэтому менять его не имеет смысла. Обновление машинного парка, даже с учетом российских разработок, обошлось бы рынку в существенные платежи. По ДПМ-2 также отобраны и утверждены проекты, что не сулит большого спроса на отечественные агрегаты. Впрочем, новые проекты могут реализовываться с участием продукции ОДК», – отмечает собеседник издания в одной из генерирующих компаний.
По словам заместителя директора НП «Сообщество потребителей энергии» Валерия Дзюбенко, при выводе ПГУ замещать их придется более дорогими поставками.
«Так или иначе, почти все энергоблоки, попадающие под экономию ресурса, расположены в первой ценовой зоне. При этом она очень насыщена генерацией, и выбытие оборудования из поставок электроэнергии на РСВ отразится на счетах всех потребителей. Пока сложно сказать, в какой мер – сейчас «Совет рынка» только проводит оценку ценовых последствий. Но уже сейчас можно сказать точно, что они будут. Это связано с тем, что высокоэффективная с точки зрения затрат мощность выбывает и вытесняется более дорогими заявками. В свою очередь, снижение платы за мощность до 10% будет полностью перекрыто ценой электроэнергии на РСВ», – считает Валерий Дзюбенко.