ПАО «Т Плюс» рассматривает сценарии остановки энергоблоков, работающих на оборудовании, произведенном компаниями из ФРГ и США. Об этом «Правде УрФО» заявил руководитель свердловского филиала компании Павел Родин. Такая необходимость может возникнуть в крайнем случае при невозможности вовремя провести техническую инспекцию.
«Все оборудование западного производства находится под рисками у всех компаний. В какой-то части мы ищем аналоги среди отечественного оборудования, это непрерывный процесс. По вспомогательному оборудованию аналоги есть, мы понимаем, когда, что и на что менять. По газовым турбинам мы просмотрели все варианты возможного развития, в том числе и просто остановить. К этим вариантам мы готовы и сможем обеспечить теплоснабжение в городах присутствия даже без ПГУ: на каждой станции существуют водогрейные котлы, есть котельные. Конечно, это крайний вариант, но его надо иметь в виду. Пока планируем, что техинспекции мы проведем и достанем необходимые материалы. Срок их проведения наступает в 2025-2026 году – срок достаточный, чтобы эти вопросы решить», – объяснил Павел Родин.
В Свердловской области ПАО «Т Плюс» владеет двумя крупными станциями, которые используют иностранное оборудование.
Так, например, на ТЭЦ «Академическая» в Екатеринбурге установлена газовая турбина французской фирмы Alstom (принадлежит американской General Electric). Установленная мощность электростанции составляет 228 МВт, тепловая мощность – 391 Гкал/час. Энергоблок обеспечивает тепловой и электрической энергией несколько районов Екатеринбурга: Академический, Юго-Западный, Юг Центра и УНЦ.
Второй подобный объект «Т Плюс» в регионе – Нижнетуринская ГРЭС, где работает два энергоблока на газовых турбинах Alstom мощностью 230 МВт каждый. Станция, как и ТЭЦ «Академическая», была построена в рамках программы ДПМ для обновления генерирующих мощностей и повышения надежности городов Нижняя Тура и Лесной (ЗАТО «Росатома»). Помимо них американские машины работают на Сургутской ГРЭС-2 («Юнипро», 800 МВт), Среднеуральской ГРЭС («ЭЛ5-Энерго», 277 МВт), Челябинской ГРЭС («Фортум», 247,5 МВТ) и Челябинской ТЭЦ-1 («Фортум», 42 МВт).
Читайте ещё:В Екатеринбурге самолет потерял управление при посадке
Напомним, в 2022 году об уходе из России заявила немецкая Siemens, что вызвало сложности с обслуживанием многочисленных турбин этого производителя. В свою очередь, General Electric продолжала оказывать сервисные услуги российским копаниям. Так, американцы даже подписали с «Т Плюс» трехлетний сервисный контракт, однако уже летом 2023 года после очередного пакета санкций США прекратила любые связи с рынком РФ.
Впрочем, эксперты считают, что вероятность собственно остановки блоков невелика. Аналитик «Института энергетики и финансов» Сергей Кондратьев полагает, что генераторам вряд ли удастся согласовать новый условный ДПМ для замены оборудования, и остановка означает потерю выручки.
«Я думаю, что остановка доступа к системе мониторинга не критична, проблема может возникнуть в случае, если будет действительно остановлена поставка оригинальных запчастей – в случае с отдельными турбинами купить запчасти по параллельному импорту может быть сложно. Более вероятными, я думаю, будут обратный инжиниринг и попытка поддерживать работоспособность за счет ремонтов «как можно дольше». Но сказать, что будет происходить в реальности, достаточно сложно. Я не исключал бы попытки генераторов договориться с «Системным оператором» об экономии ресурса – в этом случае они продолжат получать выплаты по ДПМ с минимальным участием на РСВ. Но фактически это дополнительная нагрузка на потребителей», – рассуждает аналитик.
Напомним, механизм экономии ресурса был разработан правительством РФ осенью прошлого года для частичного решения проблемы с обслуживанием иностранных энергоагрегатов. Он подразумевает, что генерирующие компании могут вывести в резерв проблемные энергоблоки при условии, что это не создаст непокрываемого дефицита в том или ином энергорайоне.
Ежемесячно участники рынка подают «Системному оператору» заявки на вывод примерно 10 ГВт мощности, однако диспетчер, как правило, согласовывает около 4 ГВт, а в ОЭС Урала выводимая мощность не превышает 400 МВт. До недавнего времени такой механизм был актуален преимущественно для турбин Siemens, однако в середине 2023 года спрос на «экономию ресурса» появился и у владельцев оборудования General Electric.
