Энергокомпании: о стопроцентной локализации говорить рано

Энергокомпании: о стопроцентной локализации говорить рано

Точкой зрения о том, насколько российская промышленность готова к требованиям по локализации производства энергооборудования, включенным в программу ДПМ-2, делятся представители энергокомпаний.

Представители ООО «Газпром энергохолдинг»:

- Мы считаем, что требование по локализации можно распространить на паровые турбины, генераторы и паровые котлы, так как производство этого оборудования хорошо отлажено на территории России. Требование стопроцентной локализации необходимо смягчить для газотурбинных установок (ГТУ) по меньшей мере до 2025 года, когда планируется выпустить отечественную ГТУ большой мощности.

- Как вы оцениваете сообщение замминистра энергетики Вячеслава Кравченко о том, что Минэнерго может предоставить преференции для компаний, готовых использовать отечественное газотурбинное оборудование, в том числе об отсрочке «бесштрафных» вводов ТЭС? Насколько привлекательны для российских генераторов, в том числе для вашей компании, предполагаемые льготы, могут ли они перевесить риски использования российского оборудования (не только турбин) при условии, что такие риски достаточно весомы?

- Подобные решения необходимы, чтобы заинтересовать поставщиков мощности и снять с них ответственность за несвоевременную поставку оборудования на станцию, за аварийность оборудования после ввода в эксплуатацию. К примеру, в Правилах оптового рынка первоначально присутствовал пункт, в соответствии с которым в течение не более 12 месяцев со дня ввода объекта в эксплуатацию была преду­смотрена возможность снижения коэффициентов, применяемых к недопоставке мощности, вдвое. Потом в Правила внесли изменения и этот пункт был исключен.

Основной риск в том, что сейчас Правила будут написаны привлекательно для потенциальных заказчиков отечественных ГТУ, а когда они пригодятся, их могут изменить. Также существует риск несвоевременной поставки отечественной ГТУ большой мощности. Представим ситуацию, когда проект отобран, появилось обязательство по поставке мощности, компания взяла кредитные средства на инвестиции, рассчитала доходную и расходную части. А к моменту, когда должны начать поставку мощности, ГТУ нет, значит, нет и доходной части при имеющихся затратах за пользование кредитом.

- Насколько справедливы, на ваш взгляд, критерии отбора оборудования, на которое распространяется программа ДПМ-2? Насколько оптимален данный выбор, учитывая экономическую эффективность отобранных решений?

- Данные критерии отсеивают невостребованное на рынке оборудование, в каком бы состоянии оно ни находилось. Также не раз высказывалось мнение, что проекты по программе ДПМ были построены не там, где нужно. Применение нижней границы показателя востребованности снимает вопрос о том, что будет отобрано ненужное энергосистеме оборудование. Мы надеемся, что будут отбираться проекты, которые действительно не могут окупиться через цену КОМ, и планируем провести глубокую модернизацию объектов «Газпром энергохолдинга» с улучшением технико-экономических показателей.

Существующая модель договоров на поставку мощности со штрафами за несвоевременный ввод или невыдачу мощности является естественным ограничителем внедрения новых продуктов в энергетике вне зависимости от того, импортные они или российские. Руководитель генерирующей компании, оценивая риски, просто обязан выбрать оборудование, уже проверенное эксплуатацией и соответствующим образом себя зарекомендовавшее, будь то газовая турбина большой мощности, современная паровая турбина, котел с кипящим слоем или что то другое.

Самым логичным инструментом стимулирования внедрения новых технологий в энергетике может стать механизм опытно-промышленной эксплуатации, предусматривающей каникулы (нештрафуемый период) минимум на один год, а лучше на три года для новых образцов основного оборудования, произведенного в России.

При этом необходимо предусмотреть простые критерии и способы оценки «новизны» внедряемых решений.

Такие меры могут стать ключевым фактором внедрения инновационных решений в области основного оборудования электростанций.

Александр Вилесов, директор по экономике и тепловым узлам ПАО «Т Плюс»:

Мы поддерживаем требования к локализации оборудования для участия в ДПМ-2 - он может дать реальный толчок развитию наукоемкой машиностроительной отрасли в России. Вместе с этим нужно понимать, что генераторы при начале проектов модернизации, видимо, должны будут принимать на себя обязательства по своевременному вводу, должной работе оборудования и поставке мощности. В случае срыва сроков инвестор может быть наказан рублем.

Мы считаем, что такая ответственность должна быть солидарной - если устанавливаются ограничения по локализации, то нужны либо твердые обязательства производителей, либо снятие санкций с генератора в том случае, если срыв сроков связан с несвоевременной поставкой оборудования, - это как раз то, о чем говорил замминистра. О конкретных же технологических решениях и составе оборудования можно будет говорить только после того, как будут окончательно утверждены все параметры механизма.

Пресс-служба ПАО «Квадра»:

Безусловно, разработанная правительством РФ программа модернизации тепловых электростанций на данный момент является единственной оптимальной возможностью обновления изношенных и устаревших мощностей, а также самым доступным способом привлечения средств для отраслевого обновления теплоэнергетики. Между тем, опубликованные условия отбора для разных типов станций нам видятся усредненными и снижают шансы ТЭЦ на попадание в программу модернизации. В частности, есть объективные причины, по которым небольшим ТЭЦ очень трудно, а порой и невозможно конкурировать по условиям отбора с конденсационными электростанциями, и эти моменты программа пока не учитывает. Надеемся, что, учитывая социальную роль теплоэнергетики, при окончательном определении принципов конкурсного отбора будут оценены все риски, а также учтены возможности ТЭЦ на участие в отборе.

Наталья Ефимова, руководитель пресс-службы ООО «Сибирская генерирующая компания»:

Для Сибирской генерирующей компании, которая управляет объектами угольной генерации, требование локализации не является проблемой. Большая часть оборудования, используемого на угольных станциях, и в настоящий момент отечественного производства. В рамках предыдущего цикла модернизации по программе ДПМ мы обновили и построили 2 ГВт мощностей, на 90% используя российское оборудование. Мы накопили достаточный опыт в эксплуатации, ремонте и установке отечественного оборудования, в случае старта новой программы модернизации мы также сможем выполнить требование по локализации без потери качества. Российские машиностроители имеют достаточные компетенции в производстве оборудования для угольных станций, и мы постоянно с ними сотрудничаем.

Юрий Дорфман, первый заместитель генерального директора по технической политике - технический директор ПАО «ТГК-14»:

На наш взгляд, заявленные объемы программы модернизации ТЭС с рабочим названием ДПМ-штрих (около 40 ГВт до 2031 года) вполне реалистичны при условии грамотного составления графиков ее реализации, учитывающих и возможности заводов-изготовителей, и потребности генераторов. Судя по результатам нашего общения с нашими партнерами - одними из ведущих российских производителей паровых турбин, - предприятия готовы к постепенному наращиванию объемов производства в указанные сроки, несмотря на высокий уровень загрузки в настоящее время.

Другое дело - параметры выбора оборудования, позволяющего провести не глубокую модернизацию тепловой энергетики, а лишь замену устаревших мощностей на равноценные, заботясь не столько о повышении энергоэффективности, сколько о том, чтобы избежать серьезных коммунальных проблем в ближайшие годы. Судя по параметрам ДПМ-штрих, представленным сегодня, конкуренция среди потенциальных участников будет вестись по критерию меньшей цены, а не большей эффективности.

Вверх
Поделиться