Генерирующие компании остановят в УрФО иностранные турбины. Потребители заплатят за простой десятки миллиардов
СО ЕЭС озвучил планы по выводу оборудования в резерв.
Крупнейшие генерирующие компании вынуждены выводить оборудование в холодный резерв. По данным «Системного оператора ЕЭС», только в ноябре в первой ценовой зоне (Европейская часть России и Урал) будет отключено почти 3000 МВт. Такие меры диспетчер объясняет необходимостью «экономии их ресурса», которая возникла в связи с недостатком специалистов, нарушением цепочек поставок запчастей и отсутствием возможности своевременного обслуживания турбин иностранного производства. В свою очередь временная остановка позволит продлить генераторам межсервисный интервал. И хотя объемы вывода оборудования ограничены спецификой каждого энергорайона, участники рынка указывают, что первыми в резерв, вероятнее всего, отправятся новые ПГУ, построенные по программе ДПМ. При этом энергоблоки продолжат получать плату за мощность с дисконтом до 10%, что в корне не устраивает потребителей. С учетом ежемесячно выводимой мощности за год энергетики смогут получить порядка 25 млрд рублей за простой. К прочему, по мнению крупнейших промпредприятий, выбытие с рынка самых современных ПГУ приведет к их замещению наиболее дорогой генерацией, что спровоцирует рост стоимости электроэнергии на сутки вперед (РСВ).
Системный оператор опубликовал перечень энергорайонов, в которых для парогазовых турбин будет применяться режим экономии ресурса. Как следует из документа, собственники этих мощностей смогут включаться в работу с последним приоритетом.
Уточним, такая мера была разработана 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.
«В некоторых энергорайонах со значительной концентрацией высокоэффективных парогазовых установок, их одновременный вывод мог бы привести к снижению надежности функционирования энергосистемы и энергоснабжения потребителей. Для минимизации рисков, связанных с одновременным выводом оборудования из работы, реализован механизм экономии ресурса, предусматривающий включение ГТУ с последним приоритетом. Это означает, что оборудование будет включено только при недостатке генерирующей мощности в энергорайоне», – пояснили в СО ЕЭС.
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 то же время полный список оборудования не разглашается, однако, как следует из документа СО ЕЭС, суммарно по стране в ноябре планируется заморозить 2974 МВт. Причем, более половины из них (1563 МВт) в объединенной энергосистеме (ОЭС) Центра. Еще 918 МВт – в трех энергорайонах ОЭС Юга, 399 МВт – в ОЭС Урала и почти 93 МВт – в ОЭС Востока.
По словам заместителя директора НП «Сообщество потребителей энергии», речь в первую очередь идет о новых газотурбинных установках, которые работают в составе блоков ПГУ, построенных в рамках программы ДПМ. При этом одновременный вывод такого оборудования приведет к негативным ценовым последствиям.
Читайте по теме:Убийственный «Сибагро» Андрея Тютюшева, или Когда томское свиноводство ставит прибыль выше жизни людей
«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 мере, 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.
В состав такого оборудования компании 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 «Энел», 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».
Участники рынка указывают, что сейчас отбор оборудования в целях экономии ресурса будет проводиться ежемесячно, причем, как показывает только начавшая складываться практика, объем мощности, регулярно выводимый в резерв, примерно одинаков, а ежегодная плата потребителей за простой может составить около 25 млрд рублей.
Читайте по теме:
