Правительство РФ утвердило механизм экономии ресурса ПГУ

Согласно документу, режим экономии продлится до конца 2023 года. Постановление вступает в силу с 1 октября. Генкомпании должны будут сообщать «Системному оператору ЕЭС» о необходимости или отсутствии необходимости экономии ресурса оборудования. Если экономия нужна, к мощности такого оборудования при её поставке на энергорынок каждый месяц будет применяться специальный коэффициент, рассчитываемым с учётом нахождения оборудования в резерве.

5 сентября «Коммерсанта» писал, что набсовет «Совета рынка» на заседании 19 сентября рассмотрит новые правила работы для энергоблоков на импортных газовых турбинах. ПГУ-блоки можно будет вывести в холодный резерв максимум на один год; неработающие будут получать практически весь платёж за энергомощность: платёж для окупившихся по ДПМ объектов снизится на 10%, а для остальных – на 3%. Эта норма закреплена в подписанном сейчас постановлении правительства. Под неё попадают блоки с определёнными марками турбин – всего 34 модели, включая турбины GE и Siemens. В перечень включили и турбину ГТЭ-110 производства ОДК (входит в «Ростех»), турбину 6FA производства «Русских газовых турбин» по лицензии GE, а также локализованную ГТЭ-160 производства «Сименс технологии газовых турбин», отмечал ранее аналитик Юрий Мельников.

Кроме того, документ поручает Минэнерго в срок до 1 апреля внести в кабмин предложения по распространению «механизма учёта экономии ресурса любых единиц геноборудования при определении объёма мощности, фактически поставляемой на ОРЭМ».

Как ранее сообщало Минэнерго, в России газотурбинные установки (ГТУ) составляют порядка 8% (22 ГВт), большая часть из которых (13 ГВт) «не выработали и половину нормативного ресурса», поэтому ведомство не считает актуальным вопрос о необходимости их замены на ближайшие годы.

О желании генкомпаний «не вовлекать излишне в процесс производства» энергоблоки на иностранном оборудовании ранее сообщал первый замглавы ГЭХ Павел Шацкий. По его словам, в первой ценовой зоне (европейская часть РФ и Урал) доля таких ПГУ составляет порядка 14%, но в некоторых регионах доходит до 40%. «Потому что все они находятся в разной стадии готовности к проведению очередного сервиса. А без сервиса, к сожалению, такого типа оборудование не может работать дальше. Наша задача – выйти на сервис по тому оборудованию, где мы готовы, скомплектованы», – пояснял г-н Шацкий, отмечая, что нужно обеспечить гибкость в вопросе «наработки оставшегося моточаса на этих турбинах». «Летом мы готовы экономить моточасы и комплектоваться для предстоящего сервиса. Главное – пройти как можно больше зим», – говорил он в апреле.

Минпромторг РФ ранее сообщал, что уровень отечественных производителей турбин, котлов и электромашин позволяет «производить на территории страны практически всю линейку для энергетики». В частности, в ведомстве ожидают, что до конца 2024 года в России должны заработать инновационные газовые турбины ГТЭ-65, ГТЭ-170 (проекты «Силовых машин») и ГТД-110М (её производит ОДК).