В поисках утраченной мощности

В преддверии модернизации теплоэнергетики обостряется конкуренция между производителями газовых турбин большой мощности, и пока гонку выигрывают иностранные компании

Российская теплоэнергетика преимущественно работает на паротурбинных установках (ГТУ). В суммарной установленной электрической мощности ТЭЦ их доля превышает 80%. «Да, в стране достаточно дешевый газ, но при этом парогазовые установки по сравнению с паротурбинными априори имеют КПД выше, — говорит Вадим Розинов из “Сименс Технологии газовых турбин‟. — Отсюда и большой интерес к газовым турбинам». Впрочем, вопрос большей эффективности газовых турбин в российских условиях некоторые эксперты считают дискуссионным. «У современных турбин высокий КПД — под 60 процентов, однако у нас это нивелируется низкой стоимостью газа, нет большой разницы в операционных расходах: что 40–45 процентов КПД, что 55–60 процентов», — полагает Алексей Преснов, управляющий партнер Агентства энергетического анализа. Тем не менее общее мнение правительственных структур однозначно: газовые турбины — главный «субъект» модернизации российской энергетики. Такова специфика «газовой державы». Причем сейчас на первый план выходит необходимость делать свои мощные турбины — с производством малых мы справляемся.

Потребность в новом газовом оборудовании создается во многом программой модернизации теплоэлектростанций ДПМ-2 в перспективе до 2030 года. Кроме того, Минэнерго планирует провести конкурс проектов строительства электростанций с инновационными турбинами. Представитель министерства в феврале сообщил, что планируется строить электростанции, чтобы обеспечить заказами производителей газовых турбин.

Сейчас, по словам Вадима Розинова, готовится «залповый выброс» проектов производства газовых турбин различной мощности и разной степени локализации. «Мне кажется, Siemens оказался наиболее дальновидным и еще до ДПМ-2 серьезно вложился в производство турбин, поэтому у нас есть определенная фора», — говорит он. В то время как мировой рынок газовых турбин в последние годы сократился в несколько раз, перспективы переоборудования российских ТЭЦ представляются неплохими — по крайней мере, так утверждают производители турбинного оборудования.

Спрос на газовые турбины высокой и средней мощности (от 65 МВт) в «Сименс Технологии газовых турбин» оценивают в 40–50 единиц до 2030 года, ранее представители Минпромторга делали прогноз на уровне 80 турбин до 2035 года.

Алексей Гривач, замдиректора по газовым проектам Фонда национальной энергетической безопасности, добавляет, что мощные турбины нужны также для строительства заводов СПГ, где имеется критическая зависимость от западных технологических партнеров.

Кто вращает турбины

Хотя Россия когда-то успешно развивала технологии производства газовых турбин высокой мощности (у нас была создана и выведена в серию первая в мире газотурбинная установка мощностью 100 МВт), сегодня серийного производства мощных турбин по российским технологиям нет. Технологии, по сути, утрачены — были другие приоритеты. В сегменте ГТУ мощностью 60–80 и 130–180 МВт присутствуют только лицензионные производства. Мощную турбину (SGT5–2000Е) выпускает СП Siemens и «Силовых машин» — «Сименс Технологии газовых турбин», она локализована на 62%. Но локализация не касается главных элементов турбины — «горячей части» (камера сгорания), лопаток и систем управления. Эту турбину, впрочем, планируется, по заявлениям представителей Siemens, локализовать на 100%. Однако участники рынка сдержанно оценивают такую возможность: пока очевидно, что Siemens готов отдавать лишь газовые турбины старых поколений.

Кроме того, в России еще с 1990-х годов ведется разработка мощной турбины ГТД-110М — в проекте участвуют НПО «Сатурн» (структура «Ростеха»), «Интер РАО» и «Роснано». К сожалению, с этим проектом все складывается непросто. В конце 2018 года информагентства сообщали, что доработанная турбина ГТД-110 развалилась на испытаниях, из строя вышла часть механизмов. Подобные проблемы случались и до этого. «Откровенно слабая конструкция турбины», — отмечает Булат Нигматуллин, бывший замглавы Министерства атомной энергетики.

«Печальный опыт Ивановских ПГУ (электростанции, которые использовали ГТД-110) говорит о незрелости собственной производственной базы, — утверждает Дмитрий Михайлов, портфельный управляющий УК “Альфа-Капитал”. — Аналогичные проблемы возникли у других российских энергокомпаний, пытающихся использовать продукцию НПО “Сатурн‟, включая ОГК-6 (Газпромэнергохолдинг). Это связано с малым пока опытом производства и малым количеством аппаратов в серии». Сергей Филиппов, директор Института энергетических исследований РАН, отмечает, что ГТД-110М — продукт исключительно для внутреннего рынка: «Характеристики у него далеко не выдающиеся. На мировом рынке неконкурентоспособен». Ряд экспертов не верит в жизнеспособность этого проекта, упирая на то, что в его основе лежат устаревшие технологии, модернизировать которые уже невозможно, но проект продолжается.

Так или иначе, турбина «Сатурна», по всей видимости, еще требует доработок. Однако — видимо, под программу ДПМ2 — проект активизировали: Минпромторг в конце июня сообщал, что уже отбираются российские предприятия для кооперации по выпуску комплектующих для ГТД-110.

В Рыбинске газовые турбины по лицензии General Electric производят «Русские газовые турбины» (мощность — 82 МВт), но речь идет об очень низкой степени локализации. РЭП-холдинг (входит в состав промгруппы Газпромбанка) на днях объявил, что открывает СП с итальянской Ansaldo Energia и будет производить три модели газовых турбин в диапазоне от 75 до 340 МВт.

В то же время Минпромторг создает дорожную карту по разработке российских газовых турбин разных диапазонов мощности (40–80 МВт, 100–130 МВт, 150–190 МВт), которые должны через несколько лет выйти в серию. По словам представителей министерства, планируется полный цикл производства: от разработки документации до инфраструктуры сервиса турбин. По сути, будет создан новый сегмент машиностроения — в сопряжении с программой ДПМ-2, объем которой оценивается в 1,4 трлн рублей. Одним из стимулов преодолеть зависимость от импорта стала скандальная ситуация с поставками турбин Siemens в 2017 году в Крым, находящийся под санкциями.

Из бюджета уже выделено семь миллиардов рублей на разработку газовых турбин мощностью в диапазоне 60–80 и 150–180 МВт (общую стоимость проекта правительство оценивает в 14 млрд рублей). О планах получить эту субсидию заявляли «Силовые машины», которые давно разрабатывают линейку турбин на 65 и 170 МВт. По словам Сергея Филиппова, в основе этих разработках — старые турбины Siemens (это поколение Е, затем было поколение F, сейчас реализуется поколение Н и разрабатываются турбины нового поколения R). «Нужна полная локализация ГТ поколения F (как минимум), включая высокотехнологичную “горячую часть‟. Просто так они ее не отдадут, необходимо межправительственное соглашение, — считает эксперт. — Исключительно важная проблема — обеспечение запчастями уже эксплуатируемых газовых турбин Siemens. Нужна полная локализация их производства в стране (включая всю “горячую часть”)».

Ориентиром для России может служить Иран, считает Булат Нигматулин: там сделали турбину мощностью 170 МВт по лицензии Siemens, но полностью локализовали «горячую часть».

Именно в «горячей части» основной профит производителя. Но Siemens вряд ли искренне заинтересован в том, чтобы в России появилось свое полноценное производство турбин. «Первое, что они сделали, когда вошли в СП с “Силмашем‟, — сократили всю проектную команду. Это были специалисты конструкторского бюро, которые занимались мощными паровыми машинами, а значит, могли сделать и газовые», — говорит один из участников рынка. «Siemens вряд ли передаст всю необходимую документацию, но развитие собственного турбинного строительства нужно с чего-то начинать, — говорит Максим Худалов, директор группы корпоративных рейтингов АКРА. — Для Siemens получение доступа к российскому рынку после скандала в Крыму может быть хорошим подспорьем; кроме того, в случае смягчения санкционного давления на Россию со стороны Евросоюза Siemens получит значимый импульс для развития».

«Силовые машины» в мае объявили о планах реструктуризации компании — в частности, было принято решение децентрализовать активы в самостоятельные продуктовые бизнес-единицы под управлением «дочки» «Силовых машин» «Нордэнергогрупп» (пост гендиректора в ней занимает Алексей Мордашов). Таких единиц будет четыре: крупная генерация, малая и средняя, теплообменное оборудование и электротехника. Сама компания объяснила это решение необходимостью сделать бизнес более гибким. «Компания сильно пострадала от введенных в 2018 году санкций, что негативно отразилось в отчетности в части признания и оплаты контрагентами строительных работ, — комментирует Максим Худалов. — Возможно, разделение позволит снизить санкционное давление на компанию и восстановить ее эффективность, тем более что оно предполагает разграничение по типам производимого оборудования, большая часть которого под санкционное давление со стороны США не подпадает».

«Машиностроение в энергетическом секторе требует высокого уровня квалификации узкоспециализированного персонала, — отмечает Тамара Сафонова из Высшей школы корпоративного управления РАНХиГС. — Создание ООО “Нордэнергогрупп” позволит сфокусироваться на консолидации энергетических и электротехнических проектов в машиностроении».

У генераторов своя правда

Взятый российскими властями курс на создание собственных турбин объясняется соображениями энергетической безопасности. Понятно, что у рынка это может вызывать вопросы, в том числе неоднозначна позиция генерирующих компаний.

«У нас есть очень небольшой и скорее негативный опыт использования российского оборудования, — говорит Айрат Сабирзанов, первый заместитель гендиректора “Татэнерго”. — Участие в программе модернизации — это неплохая доходность, но большая ответственность. Правильнее было бы использовать уже имеющиеся наработки — лучше мотивировать производителей обеспечить максимальную локализацию и передачу технологий, чем делать что-то с нуля». «Татэнерго», по словам Сабирзанова, использует турбины General Electric и Siemens.

«Больший спрос есть на уже действующие турбины, поскольку обкатывать новые машины в обстановке реального дефицита газовых турбин — довольно рискованная стратегия, комментирует Максим Худалов. — Тем не менее производство сложного технического оборудования — это большая задача для промышленности, поэтому конкуренция подходов здесь только приветствуется».

Сложность ситуации в том, что в модернизации энергетики сохраняется высокая неопределенность, отмечает Виктор Семенов, президент некоммерческого партнерства «Российское теплоснабжение». Производители оборудования не могут работать в полную силу без понимания перспективы. «Можно делать новые машины, тратить десятки лет на разработку. Но где план применения? — спрашивает Семенов. — Как мы можем говорить о больших или малых турбинах, если не знаем спроса?» Первый отбор в рамках ДПМ-2 прошел по критерию минимума стоимости восстановления киловатта мощности — как и в рамках первого этапа ДПМ. Места для газовых турбин особо не нашлось, как это было и в 2008–2015 годах, когда модернизация ограничивалась заменой части оборудования. «Если все решает какой-то конкурс, то как производители будут работать, делать миллиардные затраты?» — недоумевает Виктор Семенов. В таких условиях трудно говорить о модернизации станций путем замены оборудования на более дорогостоящее — с учетом того, что российские разработки, скорее всего, окажутся дороже лицензионных и импортных. Таким образом, в рамках ДПМ-2 генерирующие компании могут ограничиваться заменой части паротурбинного оборудования, не переходя на парогазовый цикл.

Нужно уже определяться с госполитикой в развитии энергетики, считает Сергей Пикин, директор Фонда энергетического развития: либо мы формируем новую отрасль газотурбинных установок (и тогда нужно создавать соответствующие программы модернизации), либо оставляем паросиловые агрегаты и ждем, например, снижения цен на оборудование для возобновляемых источников энергии. Но в любом случае программа перевооружения станций под новые ГТУ дорогостоящая — их придется едва ли не наполовину перестраивать. Так что акцент нужно сделать на стимулирование компаний-генераторов и предоставление гарантий заказов и возвращения инвестиций для самих производителей турбин.     

Автор: Вера Колерова

Источник: Эксперт, № 28, 8-14 июля 2019