«Критичные ситуации могут возникнуть везде. Запчастей нет, но их можно найти на черном рынке, они могут быть критично дорогими из-за долгого срока поставки», — говорят эксперты о положении дел в энергетике Татарстана после ухода иностранных компаний. Одной из главных угроз называют снижение потребления, риск может наступить при введении Европой нефтяного эмбарго. О том, как предприятия энергоотрасли в РТ спешно переходят на отечественное ПО, чем могут заменить турбину GE на Заинке и актуальна ли еще «зеленая энергетика», — в материале «БИЗНЕС Online».
Совокупная установленная мощность всей энергосистемы России — около 250 ГВт, из них на иностранные ПГУ и ГТУ (газотурбинные установки) приходится примерно 35 гигаватт
«Тревоги о том, не начнутся ли веерные отключения света и тепла, не оправданы»
Энергетика одной из первых оказалась под действием санкций. В Татарстане в 2021 году уровень потребления электроэнергии составил 31,9 млрд кВт/ч. Собственная выработка достигла 26,9 млрд кВт/ч. За 6,5 месяца 2022-го потребление выросло на 4,6%. Это неплохой результат, учитывая, что в объединенной энергосистеме Средней Волги за этот же период потребление не изменилось, а выработка снизилась на 0,3%. Но что стоит за данными цифрами?
Совокупная установленная мощность всей энергосистемы России — около 250 ГВт, из них на иностранные газотурбинные установки приходится примерно 35 гигаватт. Даже если их одновременно отключить, то в целом стране хватит произведенной энергии, считает экс-председатель комитета Госдумы РФ по энергетике Иван Грачев. «Ничего катастрофического не произойдет. Надо понимать, что никто разом это все из строя не выведет. Так что тревоги о том, не начнутся ли веерные отключения света и тепла, не оправданы, ничего подобного не будет», — сказал он.
Перенесем эти расчеты на Татарстан. Мощности энергосистемы республики составляют 8 094 мегаватта. На иностранные турбины (производства General Electric, установлены на казанских ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-3 — прим. ред.) приходится 11%.
Если одномоментно по какой-то причине иностранное геноборудование будет отключено от сети, никаких проблем для республиканской энергосистемы не возникнет.
![Андрей Большаков Директор Регионального диспетчерского управления энергосистемы РТ](http://cdnp.business-online.ru/v2/22-08-02/e675/andrey-bolshakov.jpeg)
Недоступность западного генерирующего оборудования ставит под вопрос проекты модернизации российских электростанций. При этом их избыточная мощность заставляет усомниться в необходимости такой модернизации. Это касается и расположенной в Татарстане Заинской ГРЭС.
Похороны Заинки: «Кто же знал, что мировая общественность так некультурно себя поведет?!»
Мучительно выношенный проект модернизации Заинской ГРЭС остановлен из-за отказа американской General Electric отгрузить свою самую мощную газовую турбину.
Проект с установкой самой современной ПГУ в мире похоронен, все встало. Никто и близко не мог представить, что такое может случиться. Никто такой риск не закладывал.
![Айрат Сабирзанов Первый замгендиректора «Татэнерго»](http://cdnp.business-online.ru/v2/22-08-02/6664/ayrat-sabirzanov.jpeg)
Под строительство парогазовой установки мощностью 850 МВт генерирующая компания брала крупнейший в своей истории инвестиционный кредит у ВТБ, общая сумма на срок в 16 лет — 36 млрд рублей. «Татэнерго» уже использовало часть кредита для расчетов с турецкой Enka, которая строила само здание электростанции. Сабирзанов допустил жесткие взаимоотношения с подрядчиком после срыва проекта. «Нам придется с ними очень плотно побороться за часть средств», — рассказал он.
Можно ли было избежать такого исхода? Ответ упирается в характеристики газовых турбин. Чтобы достичь максимальной эффективности и КПД (а на Заинке замахнулись на фантастические 65%), без ведущих западных компаний не обойтись — вся отрасль зависима от их генерирующих установок. «„Татэнерго“ поставило цель — построить хорошую эффективную турбину с максимальным КПД. Кто же знал, что мировая общественность так некультурно себя поведет?! Они взяли деньги и не поставили оборудование. Это настоящий грабеж», — возмущается независимый эксперт в области энергетики, советник ректора КГЭУ Шамиль Файзрахманов.
Заинская ГРЭС — крупнейший производитель электричества в Татарстане, вырабатывает 26% от общей генерации в республике. География действия Заинской ГРЭС гораздо шире, чем Заинский район, Татарстан и даже все Поволжье. Произведенная здесь энергия стекает в общий котел, который охватывает всю Россию.
Первая очередь станции когда-то максимальной установленной мощностью 2,4 тыс. МВт электроэнергии и 110 Гкал/ч тепла была построена в 1963-м. Разговоры о модернизации Заинской ГРЭС ведутся долгие годы: несмотря на постоянные точечные капремонты всех 12 блоков по очереди, она морально устарела еще в прошлом веке.
В 2018 году ГРЭС была загружена на 35% и выработала 7 млрд кВт.ч, работает с КПД 34%. Если станцию не модернизировать, ее придется вывести из эксплуатации из-за неэффективности, говорят в «Татэнерго». Закрытие привело бы к катастрофе для жителей города и серьезным проблемам для остальных электростанций, которым пришлось бы, вероятно, перейти на повышенное производство электричества, что в комбинированной модели выработки всех ТЭЦ повышает обогрев атмосферы. Кроме того, эффективный блок с КПД в 65% позволил бы сэкономить более 500 млрд рублей за 16 лет из-за снижения цен на электроэнергию.
Чем такое поведение чревато для подрядчиков? Даже если деньги не удастся вернуть сейчас, то через несколько лет GE и Enka могут захотеть работать в России, но наткнутся уже не на такой теплый прием, говорит Файзрахманов. По его мнению, вина Enka, которая в партнерстве с американской фирмой победила Siemens в тендере, выше: «Именно турецкая Enka обязалась поставить турбину и не поставила. Надо четко зафиксировать потери государственной компании. Enka — крупнейший девелопер среди иностранных компаний в России, у нее много недвижимости в Москве. Нужно компенсировать затраты в пользу государства за счет объектов недвижимости».
Что теперь будет с навороченной турбиной GE, произведенной во французском Бельфоре? Сабирзанов уверен, что ее смогут использовать на других площадках за рубежом. «Востребованность турбин с беспрецедентно высоким КПД в 65 процентов с учетом динамики роста стоимости газа в мире будет только расти», — отмечает он.
Файзрахманов настаивает, что уникальную турбину не удастся пристроить куда-то в краткосрочной перспективе, тем более она изготавливалась под определенные параметры татарстанского заказчика. «Ходят слухи, что ее якобы перепродадут куда-то. Я думаю, ее судьба станет решаться минимум 2–3 года. Она будет лежать и ждать своего часа», — сказал эксперт.
«Конечно, ГТЭ-160 планировали установить на ТЭЦ в Набережных Челнах, но сейчас выбирать не приходится»
«Выбирать не приходится»: кто заменит General Electric?
Второй фронт борьбы «Татэнерго» за Заинскую ГРЭС развернется в Москве. И в первый раз Татарстан с трудом продвинул проект. Тогда президенту РТ Рустаму Минниханову пришлось обращаться к президенту России Владимиру Путину, чтобы модернизации Заинской ГРЭС дали зеленый свет. Со скрипом на тот момент вице-премьер Дмитрий Козак дал разрешение, правда, в программу ДПМ (договор о предоставлении мощности) включили всего один блок на 850 МВт, а не два, на что замахивался гендиректор АО «Татэнерго» Раузил Хазиев.
Вариантов у «Татэнерго» в нынешней ситуации немного. Заменить газовую турбину класса 9HA.02 на отечественную невозможно — машины такой мощности в России не производят. Эксперты видят два варианта. Первый — найти похожую старую турбину в Иране. В мае договорились о поставках из Ирана в РФ запчастей и турбин в обмен на сталь и другие металлы. Китайские партнеры в этом деле не помогут — у них есть свое производство, но турбины делают по лицензии западных компаний. Второй — использовать имеющееся у «Татэнерго» основное оборудование парогазовой установки на 230 мегаватт. Это газовая турбина ГТЭ-160 производства «Силовых машин» по лицензии Siemens, котел-утилизатор «ЭМАльянс» и паровая турбина ЗАО УТЗ. Генкомпания приобрела перечисленное оборудование в 2014 году.
«Как вариант, ее (ГТЭ-160 — прим. ред.) можно инсталлировать на Заинской станции. Конечно, ее планировали установить на ТЭЦ в Набережных Челнах, но сейчас выбирать не приходится, тем более она лежит мертвым грузом. К сожалению, не получилось построить такую мощную электростанцию», — говорит Файзрахманов.
Придется ли заново протаскивать проект через программу ДПМ и выбивать новую квоту? Если «Татэнерго» сможет максимально приблизить параметры нового проекта к тому, что было утверждено, возможно, никаких дополнительных изменений в нормативной базе не потребуется. В конечном итоге для потребителей более важна поставка электроэнергии по заявленной цене, рассуждает заместитель директора ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Валерий Дзюбенко. «Как они выполнят это обязательство, нам более-менее безразлично. Важно, чтобы цена была конкурентоспособной и мощность надежно функционировала, давала потребителям выгоду, которая заявлялась на старте», — сказал он.
Если экономика проекта при переформатировании ухудшится, встает вопрос: насколько это лучше, чем вообще ничего не делать и отказаться от проекта? «Нам нужна эта оценка, и мы уже запросили ее в минэнерго и совете рынка. У нас точно нет цели поддержать модернизацию Заинской ГРЭС во что бы то ни стало», — отрезал Дзюбенко.
Возможный отказ от модернизации станции путем строительства парогазовой установки (ПГУ) мощностью 850 МВт принципиально на энергосистему не повлияет, рассказал нам замминистра промышленности и торговли РТ Марат Минибаев. Дефицит конкурентоспособной электроэнергии возмещается за счет перетоков по сетям из других регионов.
«Мы, конечно, рассчитываем, что с вводом новой генерации переток существенно уменьшится, и продолжаем на это рассчитывать, в настоящее время решение об отказе от проекта модернизации не принято», — надеется чиновник.
Помимо Заинской ГРЭС, через программу ДПМ проходит Нижнекамская ТЭЦ-2 «Татнефти» со строительством газовой турбины мощностью 155 МВт и котла-утилизатора
Почему модернизацию ТЭЦ «Татнефти» перенесли на год?
Помимо Заинской ГРЭС, через программу ДПМ проходит Нижнекамская ТЭЦ-2 «Татнефти» со строительством газовой турбины мощностью 155 МВт и котла-утилизатора. Проект имеет немалую значимость для отрасли — на нем будет впервые использована отечественная турбина производства «Силовых машин» Алексея Мордашова. Казалось бы, с ней проблем возникнуть не должно, тем не менее санкции ударили и по этим планам — «Татнефть», как пишут СМИ, попросила начать модернизацию на год позже, дата запуска тоже смещается на год, до 1 декабря 2025-го.
В «Силовых машинах» уточнили, что сроки поставки турбины не меняются, поставка запланирована на 2023-й, но наши источники настаивают, что инициатива по переносу сроков исходила от производителя. Для сборки турбины потребуется внушительный список иностранных комплектующих (насосы, компрессоры и др. — прим. ред.), с поставками которых сейчас проблема. Турбина Мордашова — аналог машины Siemens, поэтому в любом случае считать ее полностью отечественной нельзя. «Турбина не будет готова в следующем году», — резюмирует один из наших собеседников.
Файзрахманов допускает, что после лечения «детских болезней» турбины «Силовых машин» можно будет поставить и на Заинскую ГРЭС — несколько штук вместо одной мощной американской. Правда, от этого, возможно, пострадает КПД.
По мнению наших экспертов, машины на станциях «Татэнерго» новые, их модификации проверены временем, а «детские болезни» устранены. Комплектующие для ремонта собственники без усилий могут получить из Индии и Китая
Выдержит ли санкции американская Alberta им. Шигабутдинова?
Сегодня на трех казанских ТЭЦ стоят турбины General Electric. Есть ли риски, связанные с их сервисом и ремонтом? По мнению наших экспертов, машины на станциях «Татэнерго» новые, их модификации проверены временем. Комплектующие для ремонта собственники могут получить в Индии и Китае. Тревогу вызывает установленная на Казанской ТЭЦ-3 АО «ТГК-16» (теперь принадлежит СИБУРу) турбина под названием Alberta (в честь босса ТАИФа Альберта Шигабутдинова), которая была второй такого типа в мире. Эта модель — пионерская. Где в случае поломки брать комплектующие, пока неясно. Китайцы и индусы еще не локализовали производство запчастей.
Критичные ситуации могут возникнуть везде, говорит Файзрахманов и приводит сравнение с легковым автомобилем. Запчастей нет, но их можно найти на черном рынке, и они могут быть критично дорогими из-за долгого срока поставки. «То же самое здесь. Запчасти на турбину можно найти, есть серый рынок. Единственный вопрос в некоторых уникальных комплектующих, которые как раз и влияют на КПД. Но это тоже в целом поправимо», — уверен он.
GE — крупногабаритный сборщик и обладатель ноу-хау, но практически все комплектующие он производит на сторонних площадках. В России по ним есть специалисты, но это все старая школа. Новая же только формируется, отметил эксперт. «Надо четко подходить к стоимости запасных частей, чтобы не было переоценки. Лопатка для турбины может быть сопоставима со стоимостью солидного внедорожника, а их должно быть несколько сотен», — предупреждает наш собеседник.
Особняком в этой истории стоит Нижнекамская ТЭЦ-2, которую нефтяники обновили еще в 2015 году, используя отечественное оборудование. Это турбогенераторы Уральского турбинного завода и котлоагрегаторы производства Таганрогского котельного завода. Риски с поставкой компонентов к ним практически исключены.
Неустойчивое положение дел с ремонтом турбин может повлиять на реализацию инвестпроектов, но предварительный анализ проблем не выявил, заметил директор регионального диспетчерского управления энергосистемы РТ Андрей Большаков. «Собственники от своих планов не отказываются и стараются максимально придерживаться утвержденного еще в 2021-м графика ремонтных работ. Это связано и с тем, что на текущий год оборудование и устройства под объекты закуплены заранее, плюс ориентирование на отечественное производство», — объяснил директор РДУ.
Тем не менее риски с поставками иностранного оборудования заставили генерирующие компании выйти к правительству с несколькими инициативами, рассказал Грачев. По его словам, на одном из заседаний в совете производителей энергии были высказаны следующие инициативы:
- разрешить генкомпаниям досрочно и без штрафов выводить из эксплуатации иностранные ПГУ, чтобы сберечь их ресурс;
- не допустить роста цен на энергоносители (уголь, нефть и газ);
- выделить до 400 млрд рублей из федерального бюджета на замену иностранного оборудования.
Последний пункт актуален для Заинской ГРЭС, и Татарстану обязательно нужно «вклиниться в эту историю», убежден Грачев.
В то же время первая инициатива не у всех вызывает восторг. «Одновременно они просят продлить эксперимент с отечественными турбинами. Здесь какая-то двусмысленность присутствует. Мы просим коллег ответить: вы действительно налаживаете производство отечественных газовых турбин к обусловленному сроку — 2025–2026 годам, тогда зачем сберегать импортное оборудование? Получается, мы заплатим дважды — за сохранение импортного, пусть даже с дисконтом, и за создание своего. Это неправильно», — уверен Дзюбенко.
Выделение до 400 млрд рублей из федерального бюджета на замену иностранного оборудования актуально для Заинской ГРЭС, и Татарстану обязательно нужно «вклиниться в эту историю», убежден Грачев
Есть ли риск, что у энергооборудования «поедет крыша»?
Информационная безопасность тревожит не меньше комплектующих. Критичное оборудование напрямую связано с производителями, поэтому с введением санкций предприятия энергоотрасли России перевели работу энергооборудования в автономный режим. Проще говоря, обрубили связь с иностранными производителями, рассказал Минибаев.
Сейчас организации заменяют программное обеспечение на отечественное. В ряде компаний энергетического комплекса разработаны дорожные карты по замещению контроллерного оборудования на российский аналог.
![Андрей Большаков Директор Регионального диспетчерского управления энергосистемы РТ](http://cdnp.business-online.ru/v2/22-08-02/fa72/marat-minibaev.jpeg)
«Мозги» любого объекта электроэнергетики — АСУТП (автоматизированная система управления технологическим процессом). На энергообъектах в РТ, как правило, применяются отечественные системы и решения: ProSoft, «ЮГ-Система плюс», ЭКРА. Но каналы связи (сетевое оборудование, оборудование мультиплексирования, автоматические телефонные станции) — иностранного производства (Cisco, Siemens), развил тему Большаков.
«При выходе из строя возникнет потребность в запасных частях, которые теперь не поставляются в РФ. Вариантом решения здесь может быть параллельный импорт и переход на оборудование отечественного производства. Аналоги в России есть, но сроки поставки очень длительные, потому что теперь все раскупают довольно быстро, а логистические цепочки частично нарушены», — пояснил наш собеседник.
На ПГУ стоят самые популярные в мире газовые турбины Siemens SGT-2000E в 9-й и 8-й модификации. «СИБУРу повезло — они купили активы, в которых агрегаты уже установлены на свои рабочие места», — заметил Файзрахманов
«СИБУРу повезло — он купил активы, в которых агрегаты уже установлены»
Перейдем к электрогенерации на промышленных предприятиях. Татарстанские проекты СИБУРа строятся на оборудовании немецкой Siemens, которая со скандалом ушла из России. К счастью, турбины успели завезти и для «Нижнекамскнефтехима», и для «Казаньоргсинтеза». С НКНХ проблем нет, геноборудование работает в сети и вырабатывает электроэнергию, схема выдачи мощности была составлена до января этого года, рассказал представитель предприятия в ответ на запрос «БИЗНЕС Online».
Чуть сложнее ситуация на КОСе, где строительство энергообъекта началось позднее. Там возможны сложности с поставкой насосов и компрессоров. По сведениям наших источников, Siemens отказалась от сотрудничества по проекту, вопрос с пусконаладкой еще не решен. «Прорабатывается формат дальнейшего сотрудничества с подрядчиком, а также возможности взаимодействия с другими партнерами. Строительство объекта продолжается», — отметили на КОСе.
На предприятиях СИБУРа стоят самые популярные в мире газовые турбины Siemens SGT-2000E в 9-й и 8-й модификации. «СИБУРу повезло — он купил активы, в которых агрегаты уже установлены на рабочие места», — заметил Файзрахманов.
Лемаевская ПГУ (ПГУ-ТЭС «Нижнекамскнефтехима» мощностью 495 МВт) предназначена для утилизации продуктов пиролиза производства этилена (метано-водородной фракции) и одновременной выработки электрической энергии для собственных нужд предприятия. Использование собственной электроэнергии снизит затраты на приобретение энергоресурсов, что положительно скажется на себестоимости готовой продукции «Нижнекамскнефтехима».
Лушниковская ПГУ (ПГУ-ТЭС «Казаньоргсинтеза» мощностью 250 МВт) предназначена для выработки электрической энергии, обеспечения электроснабжения объектов основного промышленного производства предприятия. Реализация проекта существенно сократит затраты на покупную электрическую энергию с внешней сети, что снизит себестоимость выпускаемой продукции. Эффект будет достигнут за счет использования в качестве топлива для установки синтетического газа — побочного продукта производства.
В реализации проекта и создании схемы выдачи мощности Лушниковской ПГУ, помимо самого КОСа, участвует ТГК-16 как владелец Казанской ТЭЦ-3, а также Сетевая компания, которая частично меняет топологию сети Казанского энергорайона под это технологическое присоединение. Создаваемая электрическая схема позволит подключить новую генерацию без ущерба действующим потребителям, а также повысит надежность электроснабжения потребителей столицы РТ, рассказал Большаков.
«Единственное, есть контрактные обязательства Siemens — сдать станцию под ключ и запустить ее — и есть гарантийный период. Но сейчас возникли коллизии, связанные с международной обстановкой. Как бывший сотрудник Siemens, хотел бы защитить компанию. Они в меньшей степени виноваты. Это недружественные страны ставят такие условия, при которых организации не могут работать в России. „Siemens Энергетика“ находится в клещах международной обстановки, и у нее не получается в срок запустить энергоблок на КОСе», — добавил наш собеседник.
Заказчик может привлечь стороннюю компанию, которая доведет объект до рабочего состояния и запустит ПГУ, как это было с турбиной Siemens в Крыму, поставка которой в обход санкций вызвала громкий скандал. От нового подрядчика ожидают поставки комплектующих, АСУТП и систем управления электроснабжением.
Файзрахманов предлагает на эту роль татарстанские компании. По его словам, например, «КЭР-Холдинг» может браться за подобные проекты в энергетике. Но ему нужна поддержка в виде кредитного финансирования. «Есть „КЭР-Автоматика“, „КЭР-Инжиниринг“ и другие татарстанские компании. Они могут запустить автоматику на таких объектах, провести пусконаладку и наладить сервис», — уверен эксперт.
Только 15% генерации в стране может исходить из ВИЭ, а все, что выше, — дорого и ненадежно для системы
О солнечных зайчиках и ветряных мельницах
Нужна ли сейчас генерация на альтернативных источниках? Может, с закрытием экспорта пропала и потребность снижать углеродный след российской экономики? Дзюбенко уверяет, что ВИЭ — это долгосрочный тренд, завязанный не только на Европе. Разворот экспортных поставок в сторону стран Азиатско-Тихоокеанского региона содержит ровно те же риски и ограничения. «Повестка низкоуглеродного развития принята в глобальном масштабе, ее разделяют и в Индии, и в Китае, и на Ближнем Востоке», — сказал он.
Вопрос не в экспорте и импорте, а в развитии самих технологий, считает Минибаев. Стоимость производства электроэнергии в мире из альтернативных источников, в частности солнца, за 10 лет снизилась примерно на 89%, ветра — на 70%. Все зависит от оборудования, которое используется в этих целях. «Понятно, что в России даже снизившаяся стоимость ВИЭ не может конкурировать с ценой на тепловую генерацию, хотя в торгах по ДПМ ВИЭ, которые были в сентябре 2021-го, цена в некоторых регионах начиналась от 1,7 рубля за киловатт-час — это сопоставимо с ценой на оптовом рынке (2,64 рубля)», — объяснил он.
Резко против «зеленизации» энергетики выступил Грачев. По его словам, советские физики якобы доказали, что ни солнце, ни ветер не может быть основой промышленной энергетики из-за слишком маленького исходного потока энергии. Эксперт уверен, что только 15% генерации в стране может исходить из ВИЭ, а все, что выше, — дорого и ненадежно для системы: «В Германии, например, вышли за 15 процентов, поэтому у них громадные проблемы были зимой в этой части. В России пока всего 1 процент альтернативной энергетики — есть огромный запас в развитии. Но надо понимать, что это должны быть отдельные локальные решения — например, для Якутии и Камчатки актуально, там это выйдет дешевле, чем дизель».
Компания Enel в прошлом году выигрывала в программе ДПМ ВИЭ квоту на строительство ветропарка мощностью 72 МВт в Ставрополе, но решила перенести проект в Чистопольский район Татарстана
Тем не менее в Татарстане не умирает надежда на альтернативную генерацию. Дальше всех в этом вопросе еще до всех мировых потрясений продвинулся итальянский Enel. Компания в 2019 году выиграла в программе ДПМ ВИЭ квоту на строительство ветропарка мощностью 72 МВт в Ставрополе, но решила перенести проект в Чистопольский район Татарстана. Весной проект оказался заморожен по экономическим причинам. До этого компания объявила об уходе с российского рынка, ее «дочку» в России может купить «Лукойл» и фонд «Газпромбанк-Фрезия». «Энел Россия» все еще заинтересована в строительстве ветропарка в РТ, хоть и не готова тратиться прямо сейчас. «Компания ПАО „Энел Россия“ обладает одним нереализованным проектом ДПМ ВИЭ, но на данный момент сфокусирована на реализации существующих проектов в сфере ветрогенерации, сохраняя при этом интерес к проектам ВИЭ в обозримой перспективе», — рассказали нам в пресс-службе компании.
Интересно, что до этого площадкой интересовалась «Татнефть», которая проводит ветроизмерения в районах РТ. Нефтяники планируют организовать производство ветроэнергетического оборудования с челябинским «Рэкоинвестом». В производстве применят оборудование и технологии китайской компании Harbin Electric Corporation WindPower.
Сейчас проблем с продажей нефти даже в Европу, по словам Юшкова, нет, ЕС закупает ее со скидкой в максимальных объемах
«Сложно предугадать объем потребности в мощности»
Снижение потребления электроэнергии Сабирзанов видит самой главной угрозой для отрасли. Да, сейчас это незаметно, но сворачивание производств, по его мнению, повлечет соответствующие последствия. «Если Европа откажется от поставок российской нефти и сократятся покупки газа, это приведет к снижению добычи и транспортировки энергоносителей. Потребители высказывают риски значительного сокращения производства металлов. Основные потребители электроэнергии — это нефтегазодобыча, нефтехимия и металлургия. По всем этим направлениям может случиться серьезное снижение», — предрекает он.
Снижение потребления — нерешаемая проблема для генерирующих компаний. Они не могут компенсировать его за счет поставок в Азию, Африку или Южную Америку. «Электроэнергия не металл и не нефть, в ведре не унесешь», — объясняет топ-менеджер «Татэнерго».
Электроэнергетика очень капиталоемкая отрасль. Оперативно вывести излишние мощности и при надобности ввести не получится. Это связано с необходимостью обеспечить системную надежность энергоснабжения, а с другой стороны, требует значительных финансовых вложений. В действующей модели работы рынка нет достаточной мотивации для вывода излишней мощности — генерирующие компании потеряют доходы, которые получат их конкуренты. Да и процесс этот не из быстрых — даже глубоко убыточную Уруссинскую ГРЭС выводили три года. Более того, в условиях высокой волатильности сложно предугадать объем потребности в мощности. Генераторы обязаны поддерживать в работоспособном состоянии свое оборудование, обеспечивающее пиковые потребности. Таким образом, издержки в энергосистеме станут расти в любом случае.
Как будет развиваться нефтегазодобыча и нефтехимия, от которых так зависит энергетика? Есть два сценария, рассказал «БИЗНЕС Online» ведущий аналитик фонда национальной энергетической безопасности Игорь Юшков. Сейчас все чаще слышны разговоры о возможной глобальной рецессии, а дорогие энергоресурсы только сильнее раскручивают инфляцию по всему миру. Центробанки поднимают ключевые ставки, что приводит к дорогим кредитам и снижению производства. «Если мировая экономика действительно будет снижаться, тогда потребность в энергии окажется меньшей (производство товаров уменьшится, их не придется перевозить), соответственно, потребление нефти в мире упадет. В этом сценарии миру понадобится меньше нефти, и России сложно будет ее продавать, придется сократить добычу», — рассуждает аналитик.
С другой стороны, внутренний рынок РФ тоже сжимается, но вместе с этим растет спрос на замещение импорта, что может способствовать росту производства. «Непонятно, какая тенденция победит — то ли спад экономики и потребления, то ли, наоборот, наши газо- и нефтехимия перестроятся и будут выпускать продукты, которые раньше импортировались, и это позволит удержать суммарные объемы переработки и выпуска продукции», — сказал наш собеседник.
Сейчас проблем с продажей нефти даже в Европу, по словам Юшкова, нет, ЕС закупает ее со скидкой в максимальных объемах. Мол, эмоции улеглись, это в марте – апреле трейдеры отказывались принимать российские энергоносители. Ситуация может измениться с 5 декабря, когда вступит в силу запрет на поставки российской нефти в страны ЕС, а во втором полугодии 2023-го то же самое произойдет с нефтепродуктами. «Тогда надо будет смотреть, сколько нефти мы сможем законтрактовать на азиатские рынки, как ее туда доставить», — заключил эксперт.
Если говорить о глобальных перспективах, то, по прогнозам гендиректора независимого аналитического агентства нефтегазового сектора Тамары Сафоновой, добыча нефти и газового конденсата в России может снизиться к 2050 году на 62% по пессимистичному сценарию, на 43% по базовому сценарию и на 24% — по оптимистичному. При этом для электроэнергетики есть позитивный тренд. Так, согласно базовому сценарию, к 2050-му россияне приобретут до 10 млн электромобилей, а потому потребуется рост генерации электроэнергии на 3%.
Внимание!
Комментирование временно доступно только для зарегистрированных пользователей.
Подробнее
Комментарии 20
Редакция оставляет за собой право отказать в публикации вашего комментария.
Правила модерирования.