Как выяснил “Ъ”, «Газпром энергохолдинг» (ГЭХ) хочет отказаться от модернизации двух энергоблоков на Сургутской ГРЭС-1 из-за невозможности своевременной поставки паровых турбин «Силмаша». В ГЭХ утверждают, что хотят передать дефицитные машины «РусГидро» на строительство Нерюнгринской ГРЭС к 2026 году для энергоснабжения Восточного полигона. Взамен ГЭХ просит сократить ему штрафы за выход из сургутского проекта. Аналитики полагают, что генкомпания может включить штраф в цену турбины, называя их отмену «порочной практикой».
ПАО ОГК-2 (входит в ГЭХ) хочет отказаться от реализации проектов модернизации двух энергоблоков Сургутской ГРЭС-1 (405 МВт) с плановым запуском 1 января 2028 года, сократив при этом объем штрафов за выход из проектов. Об этом глава ГЭХ Денис Федоров написал министру энергетики Николаю Шульгинову (“Ъ” видел документ от 27 ноября 2023 года). Как утверждает в письме топ-менеджер, основная причина отказа — желание передать две паровые турбины производства «Силмаша» госхолдингу «РусГидро», который к 1 января 2026 года должен запустить два энергоблока на Нерюнгринской ГРЭС (450 МВт) для энергоснабжения Восточного полигона. В Минэнерго сказали “Ъ”, что вопрос обмена турбин касается отношений компаний. В ГЭХ, «Силмаше» и «РусГидро» отказались от комментариев.
Как пишет Денис Федоров, ОГК-2 заключила контракт с «Силмашем» с поставкой турбин во втором квартале 2025 года. Но «Силмаш» «исходя из его производственных возможностей» не сможет отгрузить оборудование для «РусГидро» и ПАО ОГК-2 «в сроки, обеспечивающие своевременный ввод генерирующих объектов в эксплуатацию», утверждает глава ГЭХ. На этом фоне «РусГидро» обратилось за помощью к ГЭХ, и ОГК-2 согласилась «для исключения критических экономических последствий для ПАО ОГК-2».
Теперь переговоры идут уже с «Силмашем» о перепрофилировании поставки, «предусматривающем урегулирование взаимных расчетов».
По текущим правилам инвестор обязан оплатить штраф за отказ от проекта модернизации. «Совет производителей энергии» (СПЭ, объединяет тепловые генкомпании РФ) предлагает для ряда проектов с запуском до 2026 года снизить размер штрафов до 45%, после 2026 года — до 30%. Причины — «удорожание проектов от 40% до 190%» из-за роста стоимости оборудования, а также увеличение сроков его изготовления. Согласно свежему докладу ФАС в правительство (“Ъ” видел документ), в 2023 году цены на энергетическое оборудование выросли до 47% год к году, но никто не жаловался в службу на «необоснованное повышение цен».
К середине января 2024 года СПЭ заявлял о желании пяти компаний прекратить 13 проектов модернизации на 1,5 ГВт с запуском в 2025–2027 годах. По данным “Ъ”, в предварительном перечне пять объектов Сибирской генерирующей компании на 775 МВт, три объекта En+ на 320 МВт, три объекта ТГК-2 на 300 МВт и по одному объекту у «Квадры» (входит в «Росатом») и «ЭЛ5-энерго» (подконтрольна ПАО ЛУКОЙЛ). Полный объем штрафов — 11,2 млрд руб., а с учетом льготы — 4,4 млрд руб.
В Минэнерго сказали “Ъ”, что сейчас штрафы предусмотрены для всех инвесторов.
При отказе от проекта станции получат плату за ее мощность на основе конкурентного отбора мощности. Отказ от проекта модернизации определяется решением правительства, подчеркнули там.
Крайне важно сохранять неизменность условий по заключенным договорам, заявили “Ъ” в «Совете рынка» (регулятор энергорынков). В то же время сложно не принимать во внимание сложившуюся уникальную ситуацию, требующую рассмотрения более гибких решений, отметили там. В «Совете рынка» надеются, что стороны найдут компромисс.
«Сокращение штрафа постфактум и разрешение эксплуатации изношенных объектов поощряет безответственность исполнителя и указывает, что угрозы надежному энергоснабжению нет,— считают в «Сообществе потребителей энергии» (объединяет промышленных потребителей электроэнергии).— То есть обоснование модернизации было не вполне достоверным, а решение о ее проведении — скорее ошибочным».
1,5 гигаватта составляет совокупная мощность проектов модернизации ТЭС, реализацию которых генерирующие компании хотели бы прекратить.
Директор Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ Сергей Сасим полагает, что ГЭХ мог бы компенсировать свой штраф за отказ от модернизации в рамках договора с «РусГидро» об уступке права на турбину. «Отказ от штрафа представляется порочной практикой, создающей несоответствие между рисками ведения бизнеса и его доходностью»,— отмечает аналитик. По его мнению, происходящие срывы сроков поставки оборудования — это издержки логики его локализации, заложенной в основу принципа модернизации электростанций для создания гарантированного спроса для отечественного машиностроения.
Энергетики Амурской ТЭЦ-1 (АО «ДГК», входит в Группу РусГидро) подвели итоги ремонтной кампании 2023 года и обозначили планы на 2024 год.
В 2023 году общая сумма средств, направленная на ремонтные работы, составила около 700 миллионов рублей. Выполнено пять капитальных ремонтов: трех котлоагрегатов, 1 турбоагрегата и 1 генератора. Также завершены три расширенных ремонта и восемь текущих. Все запланированные мероприятия были выполнены в срок и в полном объеме.
Наиболее значимым и трудоемким были работы на котлоагрегате №6. Здесь энергетики заменили большой объем поверхностей нагрева, установили новые задвижки, отремонтировали ступени пароперегревателя. Общий объем замененного металла — 150 тонн.
В 2024 году на ремонтные работы планируется направить порядка 1 миллиарда рублей, что значительно больше показателей прошедшего года. На Амурской ТЭЦ-1 запланировано по одному капитальному и среднему ремонту оборудования. Также выполнят три расширенных и семь текущих ремонтов.
Особое внимание энергетики уделят котлоагрегату №9 — здесь заменят более 155 тонн металла.
«Ремонтная программа стартовала в первый рабочий день нового года — 9 января. Все запланированные мероприятия нацелены на повышение надежности работы оборудования», — отметил заместитель главного инженера Амурской ТЭЦ-1 Владимир Баженов.
Главгосэкспертиза России выдала положительное заключение по итогам рассмотрения проектной документации и результатов инженерных изысканий, включая проверку достоверности определения сметной стоимости строительства Артемовской ТЭЦ-2.
Это один из шести проектов РусГидро, которые реализуются в рамках государственной программы по развитию тепловой электроэнергетики Дальнего Востока. Ввод новых энергоблоков позволит заместить выбывающие изношенные мощности и обеспечить устойчивое энергоснабжение бытовых и промышленных потребителей, включая потребности электрификации Восточного полигона РЖД.
Объекты Артемовской ТЭЦ-2 с внеплощадочной инфраструктурой разместят в районе села Оленье в Приморском крае, на земельном участке общей площадью 574 458 кв. м.
Установленная электрическая мощность составит 440 МВт, установленная тепловая мощность – 456 Гкал/ч. Основное топливо – природный газ, в качестве аварийного принято дизельное топливо. Новая электростанция заменит планируемую к постепенному выводу из эксплуатации Артемовскую ТЭЦ, работавшую на угле с 1936 года.
«Проектируемая ТЭЦ-2 представляет собой сложный комплекс зданий и сооружений, связанных между собой технологическими процессами. В целях обеспечения импортозамещения в проекте предполагается установка современного оборудования, производимого на отечественных энергомашиностроительных предприятиях. Артемовская ТЭЦ-2 обеспечит социально-экономическое развитие региона и надежное электро- и теплоснабжение потребителей Дальневосточного федерального округа», – прокомментировал главный эксперт проекта Андрей Булахтин.
Проект включает возведение здание главного корпуса общей площадью 30801 кв. м. В нем разместят технологическое оборудование, в том числе турбинное и котельное, а также трубопроводно-деаэраторное и электротехническое отделения, административно-бытовые помещения.
На территории станции построят пункт подготовки газа, дизель-генераторную установку, кабельные эстакады и иные сооружения и коммуникации для обеспечения выработки электрической и тепловой энергии.
Завершение строительства станции намечено на 2027 год.
Застройщик – ПАО «Федеральная гидрогенерирующая компания – РусГидро».
Генеральный проектировщик – АО «Институт Теплоэлектропроект».
Как выяснил “Ъ”, стоимость модернизации Владивостокской ТЭЦ-2 «РусГидро» за пять лет выросла почти втрое, превысив 66 млрд руб. Причем актуальная цена, по предварительным подсчетам, оказалась почти на треть выше обновленных максимальных типовых затрат. Главные причины удорожания проекта — необходимость полной замены главного корпуса ТЭЦ и старых котлов, уверяют в «РусГидро». Промышленность, за счет платежей которой будет окупаться объект, хочет увидеть прозрачные объяснения роста затрат и предлагает софинансировать проект за счет средств бюджета и госхолдинга.
“Ъ” удалось ознакомиться с презентацией «РусГидро» об актуальных стоимостных параметрах модернизации Владивостокской ТЭЦ-2. Документ был представлен участникам рынка на совещании в госхолдинге 27 ноября 2023 года.
Согласно презентации, итоговая стоимость проекта (три блока на 360 МВт) составила около 66,3 млрд руб. (без НДС). Показатель вырос почти втрое по сравнению с этапом обоснования инвестиций (ОБИН) в 2019–2020 годах, когда проект оценивался в 22,04 млрд руб.
Энергоблоки Владивостокской ТЭЦ-2 (497 МВт) запущены в 1970–1984 годах. В 2021 году началась модернизация трех энергоблоков. «РусГидро» будет окупать инвестиции за счет повышенных платежей за мощность. Базовый уровень доходности составит 12,5% при ставке ОФЗ 8,5%. Первый энергоблок должен был начать поставку мощности 1 января 2024 года, но аттестационные испытания объекта еще не проводились, сказали “Ъ” в «Системном операторе» (диспетчер энергосистемы). Еще два блока должны заработать в 2028 году.
Актуальная цена в 66,3 млрд руб. оказалась на 28% выше предельных типовых затрат на модернизацию («калькулятор модернизации»), следует из протокола совещания (“Ъ” его видел). «По предварительной оценке «Совета рынка» (регулятор энергорынков.— “Ъ”), расчетная величина капитальных затрат на реализацию проекта составляет около 46,7 млрд руб.»,— говорится в документе.
В «Совете рынка» сказали “Ъ”, что не давали таких оценок на совещании. В «РусГидро» пояснений не предоставили. Источник “Ъ” отмечает, что расчеты в рабочем порядке были сделаны в середине осени 2023 года, исходя из предварительных параметров калькулятора, которые были актуальны на тот момент, но в настоящее время могли измениться. В «Совете рынка» уточнили “Ъ”, что «калькулятор модернизации» еще находится в разработке, он будет готов ориентировочно во втором квартале текущего года.
Судя по презентации «РусГидро», наиболее существенно — почти в семь раз — выросла стоимость работ по главному корпусу ТЭЦ-2, достигнув 3,85 млрд руб. Стоимость замены котлов увеличилась почти в три раза — до 11,34 млрд руб. Цена замены трех турбоагрегатов и монтажа вспомогательного оборудования увеличилась в 1,7 раза, до 24,71 млрд руб. В протоколе совещания уточняется, что в общую стоимость котлов и турбин, представленную в презентации, компания включила расходы на демонтаж старого и монтаж нового оборудования, а также затраты на поставку и монтаж вспомогательных систем.
Отдельной проблемой для «РусГидро» стал поиск рабочей силы на Дальнем Востоке, следует из протокола совещания.
На площадке находится 1,2 тыс. рабочих, из которых 1,1 тыс. привлечены из других регионов РФ, отметил представитель госхолдинга на заседании. Именно из-за этого, по его версии, компания увеличила расходы на командировки на 1,77 млрд руб.
В «РусГидро» пояснили “Ъ”, что стоимость проекта выросла в том числе из-за необходимости полной замены главного корпуса ТЭЦ, а также изношенных восьми котлоагрегатов — на три новых котла большой мощности. ОБИН было разработано без учета этих обстоятельств. Причем госхолдинг исключит из цены часть мероприятий по замене электротехнического оборудования. В «РусГидро» подчеркнули, что в июле 2023 года получили положительное заключение Главгосэкспертизы по сметной части проекта: «Эта стоимость вошла в инвестпрограмму, утвержденную в декабре 2023 года приказом Минэнерго».
В Минэнерго сообщили “Ъ”, что рассматривают представленные «РусГидро» материалы по проекту Владивостокской ТЭЦ-2, «оцениваются как техническая обоснованность предложенных мероприятий, так и соответствие представленных материалов требованиям действующих нормативно-правовых актов». По завершении оценки вопрос определения технических и экономических параметров, в том числе цены, будет вынесен на заседание правкомиссии по электроэнергетике, уточнили в министерстве.
Игорь Сорокин, директор по развитию активов СГК, о модернизации Приморской ГРЭС, 19 сентября 2022 года:
«Конечно, цена изменится. Прошлые оценки мы делали еще на данных конца 2020 года. Текущие цены даже при сохранении объемов физических работ будут выше».
Оплачивать мощность новых энергоблоков будут коммерческие потребители всей страны, но в основном европейской части РФ, Урала и Сибири. «Мало того что потребителей обязывают оплачивать затраты на строительство и обновление генерации, прозрачность и ценовая обоснованность этих затрат далека от абсолютной,— заявили “Ъ” в «Сообществе потребителей энергии» (лобби промышленных потребителей).— Высокую стоимость проектов, реализуемых госкомпанией по решению регулятора, логично софинансировать за счет собственных средств компании или механизмов господдержки из бюджетных источников».
Сегодня Якутская ГРЭС ПАО «Якутскэнерго» (входит в Группу РусГидро) — первая газотурбинная станция на вечной мерзлоте отмечает свой 54-й день рождения.
Якутская ГРЭС поистине уникальна. Станция является первой в нашей стране тепловой электростанцией, построенной на свайном основании на вечной мерзлоте. Впервые именно здесь была использована газотурбинная установка отечественного производства мощностью 25 МВт. А уже через год мощность станции достигла 100 МВт, и город получил такую необходимую для развития энергию. Она по праву носит звание энергетического сердца Центральной Якутии.
Грандиозное для Якутии строительство началось в 1966-м, решение о сооружении в Якутске крупной электростанции было принято Советом Министров СССР в 1958 году. 10 января 1970 года первая газотурбинная установка станции выработала свои первые киловатт-часы электроэнергии, однако, возведение первой очереди станции завершилось лишь в 1971 году. До 1 января 2019 года, находясь в изолированной энергосистеме, Якутская ГРЭС обеспечивала до 94 % всего объема вырабатываемой в Центральной Якутии электроэнергии и 54 % тепла для системы централизованного теплоснабжения столицы республики. После присоединения региона к Единой энергосистеме России Якутская ГРЭС и введенная в эксплуатацию Якутская ГРЭС-2 обеспечивают энергией жителей республики, по-прежнему являясь стабильной основой энергетической безопасности северного края.
На пути реализации такого масштабного проекта на Крайнем Севере встретилось немало трудностей: суровые климатические условия, новизна и уникальность проекта, поиск высококвалифицированных строителей, монтажников, сложности со снабжением и другие. Но несмотря на все сложности энергосистема республики продолжает активно развиваться: проводится масштабная реконструкция и модернизация оборудования, введены в эксплуатацию резервные и аварийные источники, первая очередь новой станции Якутской ГРЭС-2, намечено строительство второй очереди.
«История нашей станции создавалась благодаря надежному и слаженному коллективу преданных своему делу людей, настоящих профессионалов, которые создали надежную основу для развития молодого поколения энергетиков. Отдельную благодарность хочется выразить нашим ветеранам за наставничество и передачу опытного багажа знаний. Впереди у нас большие планы и проекты, которые необходимо решить и, я уверен, вместе мы справимся с любой поставленной задачей», — прокомментировал директор Якутской ГРЭС Андрей Плахин.
Комплексное опробование парового котла Е-540-13,8-560 ГМ проходило в период с 24.12.2023 по 27.12.2023. По его результатам оборудование признано готовым к эксплуатации.
Поставка осуществляется в рамках проекта «Реконструкция энергетического производственно-технологического комплекса Владивостокской ТЭЦ-2 с заменой турбоагрегатов ст. №№ 1, 2, 3 и установкой 3-х котлоагрегатов по 540 т/ч каждый».
Владивостокская ТЭЦ-2 — это крупнейшая электростанция Владивостока, которая играет важную роль в обеспечении электро- и теплоснабжения города. Она обеспечивает 60 % потребностей города в электрической и 63 % в тепловой энергии.
По результатам реализуемого проекта ТЭЦ окончательно перейдет на природный газ – наиболее экологичный вид ископаемого топлива, что позволит в значительной степени снизить количество вредных выбросов в регионе.
Группа компаний ЗиО (конечный бенефициар – АО «Подольский машиностроительный завод») – вертикально интегрированная группа предприятий энергетического машиностроения, осуществляющая полный цикл работ от технико-экономического обоснования, инжиниринга, производства до строительства объектов «под ключ», включая пуско-наладочные работы и сервисное обслуживание.
31 декабря 2023 года на Владивостокской ТЭЦ-2 были произведены индивидуальные испытания турбоагрегата №1, в ходе которых осуществлена его синхронизация и включение в сеть с набором мощности. Турбоагрегат №1 стал первым из трех машин станции, которые будут полностью заменены в рамках реализуемого РусГидро проекта по масштабной модернизации энергообъекта.
Работы по модернизации Владивостокской ТЭЦ-2 были начаты в 2021 году и реализуются в несколько этапов. На первом из них произведена полная замена турбоагрегата №1 на более мощный, вместо двух изношенных котлоагрегатов смонтирован один новый повышенной паропроизводительности, обновлены строительные конструкции котельного и турбинного отделений, заменено большое количество вспомогательного и электротехнического оборудования. В ходе модернизации станции используется высокоэффективное оборудование российского производства. Проект получил положительное заключение Главгосэкспертизы России.
К настоящему времени строительные работы завершены, получено разрешение на ввод объекта в эксплуатацию, подписан акт о выполнении технических условий, согласованный соответствующим субъектом оперативно-диспетчерского управления. Выполнены комплексные испытания котлоагрегата №1. После завершения всех необходимых испытаний и оформления документации будет произведена перемаркировка турбоагрегата с увеличением его мощности с 80 МВт до 120 МВт.
Модернизация Владивостокской ТЭЦ-2, основного источника электрической и тепловой энергии столицы Дальневосточного федерального округа, предусматривает замену трех наиболее изношенных турбоагрегатов, а также монтаж трех новых котлоагрегатов и ряд других работ. При этом электрическая мощность заменяемого оборудования увеличится с 283 до 360 МВт, тепловая мощность – с 506 до 570 Гкал/ч. Все работы планируется завершить в 2028 году.
Обновление энергообъекта – один из шести проектов РусГидро в рамках государственной программы по развитию тепловой электроэнергетики Дальнего Востока, реализуемой с целью замещения изношенных мощностей и обеспечения энергоснабжения новых потребителей, таких как Восточный полигон РЖД. Общая электрическая мощность этих энергообъектов составит 2,1 ГВт, тепловая мощность – более 2500 Гкал/ч.
70 лет назад начала работать старейшая электростанция Приамурья – Райчихинская ГРЭС. За эти годы выдано в сеть 44,9 млрд кВт.ч электроэнергии, с коллекторов отпущено 17,9 млн Гкал тепла.
Во второй половине 40 годов прошлого века в регионе не было ни одной стационарной электрической станции, электроснабжение осуществлялось маленькими генераторами: дизельными, паровыми машинами – локомобилями, энергопоездами. Строительство электростанции стартовало в 1951 году, чтобы обеспечить растущие потребности промышленности: углебрикетной фабрики, угольных разрезов, стекольного и авторемонтного заводов.
Первая очередь Райчихинской ТЭЦ (с 1969 года — ГРЭС) в составе двух котлоагрегатов и двух турбоагрегатов принята в эксплуатацию 24 декабря 1953 года – эта дата стала днем рождения энергетики Амурской области. Одна из турбин станции номинальной мощностью 8 МВт была произведена немецкой фирмой AEG и передана в рамках репарации после Великой Отечественной войны. Оборудование проработало до 2001 года, а затем было передано в Амурский государственный университет. Вторую очередь тепловой станции в составе еще двух котлоагрегатов и турбогенератора №5 ввели в 1956 году.
Первая электростанция Приамурья и сегодня стабильно обеспечивает электричеством и теплом регион. В юбилейный год на Райчихинской ГРЭС реконструирована железнодорожная эстакада и конвейерная лента, благодаря чему повысилась скорость и надежность топливоподачи.
Российская экономика так стойко пережила воздействие санкций, что возникает впечатление: проблемы в основном преодолены. Но есть большая «слепая зона», связанная с оборудованием длительного цикла изготовления, которому российский бизнес не нашел аналогов в дружественных странах — их там просто нет. У компаний осталось не больше нескольких лет, чтобы найти долгосрочное решение, иначе придется сокращать масштабы бизнеса или возвращаться к более старым технологиям.
В 2023 году российские компании нашли множество способов преодоления санкций, однако не всегда смогли найти замену критическому оборудованию. Как правило, речь идет о крупных и сложных многотонных машинах с закрытым программным обеспечением, которые выпускают один-два производителя в мире,— в отличие от других санкционных товаров, например электроники, их почти невозможно незаметно ввезти в страну. И хотя до сих пор российские инженеры умудряются в целом очень хорошо обслуживать существующую западную технику, рано или поздно она начнет ломаться.
Перечень такого оборудования довольно широк: это, в частности, энергетические установки, установки глубокого бурения, кузнечно-прессовое оборудование — например, радиально-ковочные машины, станки глубокого сверления и т. п.
Ситуация осложняется тем, что часть оборудования и установок, оснащенных сложной электроникой, защищены от вмешательства (чипированы): пользователь, не имеющий ключа, не может менять настройки, а попытка взлома часто приводит к недоступности функций.
Не светит и не греет
Наиболее очевидный пример проблемы с исчерпанием ресурса — энергетические газовые турбины западного производства, которых в России более 200 штук. Мощность ТЭС на таких машинах — около 25 ГВт, на таких станциях вырабатывается более 20% электроэнергии в европейской части РФ и на Урале. Пока серьезных проблем с работой ТЭС на иностранных турбинах не возникало, но энергетики постоянно предупреждают о рисках.
Регуляторы пока принимают превентивные меры: с 2022 года генкомпаниям разрешили выводить электростанции в холодный резерв, сохраняя при этом практически полную оплату мощности. Механизм используется редко: в резерв выводится по 400–500 МВт в месяц. В «Системном операторе» (СО, диспетчер энергосистемы) утверждают, что за 2022–2023 годы 97% газовых турбин в РФ прошли разные виды техобслуживания, включая капремонты. Однако проблемы, очевидно, будут нарастать.
Наиболее остро стоит вопрос с обслуживанием небольших американских турбин серии LM, ремонт которых можно произвести только на заводе в США.
Большая их часть стоит на ТЭС «РусГидро» на Дальнем Востоке: госхолдинг ожидает проблем с их обслуживанием на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 к концу 2024 года, а к весне 2025 года хочет закрыть три газотурбинные установки на Восточной ТЭЦ во Владивостоке. «Интер РАО» хочет закрыть энергоблоки Джубгинской ТЭС на экспериментальных турбинах LMS100PB производства GE и Сочинской ТЭС на SGT-700 производства Siemens.
Трудности с эксплуатацией иностранных турбин могут отразиться на тепло- и электроснабжении Москвы и Подмосковья.
В энергосистеме Московского региона работают более 1,7 ГВт газовых турбин типа FA, «обслуживание которых затруднено». Речь в том числе и о машинах Siemens: лопатки для таких машин больше невозможно купить за рубежом, а постоянно восстанавливать старые невозможно. Если энергетики закроют все московские и подмосковные ТЭС на иностранных турбинах, то в регионе возникнет непокрываемый дефицит энергии на 1,5 ГВт.
Не бурение, а мучение
Ситуация с буровым оборудованием пока не критическая, поскольку за год с момента введения санкций российские компании наладили закупку запчастей в СНГ и Китае. Но цена на них выше рынка как минимум в 2,5 раза, а сроки поставок кратно возросли, говорят источники «Ъ». «Нефтегазовые компании создают большие запасы запчастей, но пока крайне неохотно покупают аналоги, в особенности китайского происхождения, из-за их невысокого качества»,— поясняет один из участников рынка.
С закупками нового оборудования ситуация гораздо сложнее, хотя уже существуют единичные прецеденты поставок новых небольших газовых турбин для месторождений. «На дистанции пяти-восьми лет на многих месторождениях потребуется полноценная замена агрегатов»,— уточняет еще один собеседник в отрасли.
По словам источников «Ъ», нефтяникам будет очень трудно заместить оборудование для сложного наклонно-направленного бурения, создания горизонтальных и многоствольных скважин. Прежде роторно-управляемые системы поставляли зарубежные вендоры, которые вследствие санкций ушли с рынка.
По мнению собеседников «Ъ», острая нехватка такого оборудования может возникнуть в течение нескольких лет, и это касается большой части «сложного железа».
Нехватка передовых западных технологий угрожает снижением числа сложных скважин и коэффициента извлечения нефти.
Земля в иллюминаторе
После введения тотальных санкций против российской авиации многие собеседники «Ъ» ожидали, что самолеты начнут массово оставаться на земле уже через год — в первую очередь из-за невозможности проводить в РФ капремонты двигателей. В конце 2023 года можно констатировать, что дефицит запчастей для двигателей есть, но дефицита флота пока нет.
Проблемы сохраняются, но часть решается за счет покупки на вторичном рынке.
Это уже привело к всплеску цен на поддержанные и новые моторы в мире, что отчасти подсвечивает масштабы серого импорта. Перевозчики также начали искать возможности для ремонта авиатехники за рубежом. В публичное поле попали, например, попытки отправок в Иран самолетов «ЮВТ-Аэро» (Казань), «Аэрофлота» и его дочерней «России».Развернуть на весь экран
Сейчас на рынке есть понимание, что наиболее проблемными в обслуживании будут новейшие американские двигатели P&W, которые установлены на Airbus A320/А321neo (таких самолетов в России 39) и моторы немногочисленных в РФ дальнемагистральных Boeing 777 и Аirbus A350.
Неверие ряда экспертов в возможность освоения ремонта в РФ объясняется крайней сложностью реверсивного инжиниринга, восстановления чертежной и другой документации, вкупе с необходимостью определения состава металла лопаток и его воссоздания. Из-за этого еще в начале весны, например, «ИрАэро» опасалась риска приостановки полетов SSJ 100 с двигателями Sam-146. Их выпускал PowerJet — СП французской Safran Aircraft Engines и «ОДК-Сатурн» (входит Объединенную двигателестроительную корпорацию «Ростеха»).
В ОДК поясняют, что после выхода зарубежных партнеров начали «разработку всех необходимых процедур и запчастей», в этом году налажены поставки свечей зажигания и фильтров российского производства. На вопрос о том, когда может быть освоен их капремонт, в ОДК без конкретики пообещали ответить в следующем году «очередной порцией хороших новостей».
По оценкам наиболее скептически настроенных собеседников «Ъ», уже в 2024 году капремонт может остро потребоваться наиболее активным эксплуатантам SSJ 100: Red Wings, «Азимуту» и «ИрАэро».
Требует решения и проблема с вертолетными двигателями: в Utair весной спрогнозировали приземление до трети вертолетного парка, если проблемы с поставкой агрегатов и комплектующих сохранятся. Информации о приостановке пока не было, но это, как отмечают источники «Ъ», «не говорит об окончательном решении проблемы».
Так оно и поплывет
Проблема поставки энергетических установок возникла и в судостроении. На момент введения санкций на отечественных верфях были заказаны десятки рыбопромысловых и краболовных судов в рамках первого этапа программы инвестиционных квот. Часть успели сдать, для некоторых до кризиса были поставлены комплекты оборудования, но значительное число спроектированных судов оборудованием не обеспечено.
Основная проблема возникла с поставками дизелей большой мощности.
Значительное время ушло на поиск в Китае производителей движков на 6–8 МВт, который мог бы обеспечить имеющиеся проекты, однако мощность заводов оказалась недостаточной для всех российских судов. Да и комплектующие таких дизелей изготавливались в Германии, а поскольку они сертифицируются с указанием номера судна, даже дружественный изготовитель не смог бы оправдаться тем, что не знал, куда пойдет его продукция. Без контракта на закупку главного двигателя и всей пропульсивной группы начать перепроектирование невозможно. В итоге работа над рыбопромысловыми судами, для которых до введения санкций не купили оборудование, заморожена. Регуляторы признают проблему, в частности, снижая требования по баллам локализации (см. «Ъ» от 7 ноября).
Мы едем, едем, едем
На железных дорогах проблема с двигателями касается дизельных установок для магистральных грузовых тепловозов, которые могут водить на БАМе составы массой 7,1 тыс. тонн. Проблемы возникли еще в 2019 году, когда американская GE, чьи двигатели Gevo ставились на трехсекционные локомотивы 3ТЭ25К2М, перестала поставлять их в нужном объеме
В августе 2022 года «Трансмашхолдинг» представил как аналог новый тепловоз 3ТЭ28, где американская установка заменена выпущенным на Коломенском заводе двигателем 18-9ДГМ. В ноябре 3ТЭ28 получил сертификат соответствия. Вместе с тем, говорит источник «Ъ» на рынке, существующие 3ТЭ25К2М простаивают из-за невозможности сервиса.
В ОАО РЖД говорят, что сейчас в состав оборудования новых моделей подвижного состава внедряются полностью локализованные основные узлы: «По итогам анализа конструкторской документации было выявлено более 17 тыс. наименований импортосодержащей продукции, относящейся к более чем десяти группам оборудования, из которых уже подобрано 11,8 тыс. (69%) аналогов». Основную проблему, уточняют в ОАО РЖД, представляют компоненты, локализация которых не была завершена либо не планировалась из-за экономической нецелесообразности. В частности, сохраняются сложности в импортозамещении микроэлектроники, уникального дизельного и гидрооборудования.
Назад в будущее
Существуют три пути, которыми российские компании могли бы решить проблему «незаменимого оборудования».
Первый вариант — переход на устаревшую, но доступную технологию. Например, в электроэнергетике вместо газовых ТЭС можно ставить цикл на паровых турбинах (но российские машиностроительные заводы уже загружены и вряд ли смогут удовлетворить растущий спрос). В добыче нефти и газа можно отказаться от бурения сложных скважин и вернуться на 30 лет назад, пользуясь только отечественным и китайским оборудованием.
Исходно собеседники «Ъ» ожидали, что санкции именно к этому и приведут, однако пока участники рынка, и прежде всего те, кто работает в конкурентных отраслях, противятся такому подходу. Во-первых, эффективность резко снизится, а во-вторых, зачастую процессы и сотрудников придется заново «переобучать».
Второй вариант, который сейчас пользуется наибольшей популярностью у российских компаний,— создание аналогов на основе реверсивного инжиниринга. Именно так, признают в ОАО РЖД, разрабатывается конструкторская документация на часть локализуемых компонентов подвижного состава.
Глава совета директоров S7 Group Евгений Елин в ноябре призвал решить этим способом проблему капремонта западных авиадвигателей. По его мнению, авиапромышленность «гарантированно всегда будет отставать» от международных конкурентов из-за физической невозможности в короткие сроки «наработать тот объем доказательной базы, чтобы догнать современные западные двигатели».
Проблема в том, что успех реверсивного инжиниринга вовсе не гарантирован, особенно в случае такого сложного оборудования, как авиадвигатель. Но, признают источники «Ъ» на рынке, у частных авиакомпаний другого выхода просто нет — масштабно получать самолеты с отечественными двигателями они смогут в лучшем случае за горизонтом 2030 года.
Третий вариант связан с неочевидными стратегическими решениями. Так, в энергетике окно возможностей есть у «Росатома», у которого локализована вся технологическая цепочка. У проектов больших АЭС есть явные недостатки — высокий CAPEX и длительный период строительства, однако в теории остроту этих проблем можно снизить за счет малых блоков, решения по которым прорабатываются. Газовые турбины в ряде случаев можно заменить электроприводами — такое технологическое решение выбрал после введения санкций НОВАТЭК для будущих СПГ-проектов. Неочевидные решения рискованны, однако дают шанс на реальное, а не только догоняющее развитие.
Приморские предприятия энергетики АО «Дальневосточная генерирующая компания» (входит в Группу РусГидро) в 2023 году полностью реализовали план мероприятий по подготовке основного и вспомогательного оборудования к осенне-зимнему периоду. Все запланированные ремонтные работы направлены на надежное обеспечение потребителей тепловой и электрической энергией, повышение энергоэффективности, экономии топлива и максимальное снижение воздействия на окружающую среду. На эти цели энергетики в 2023 году направили свыше 2,7 миллиардов рублей.
Подготовка к новому отопительному сезону Владивостокской ТЭЦ-2 составила 1 млрд 384 миллиона рублей. Ключевые виды работ коснулись турбинного и котельного оборудования.
На Артемовской ТЭЦ в этом году выполнена программа повышения надежности (ППН) и продления срока эксплуатации. Основные работы проводились на котельном оборудовании. Всего ремкампания АТЭЦ в этом году насчитывает более 669 миллионов рублей.
Энергетики ТЭЦ «Восточная» провели сервисное обслуживание дожимных компрессорных станций №1, 2 и 3 и газотурбинных установок №1 и 3. Специалисты выполнили ремонт паровых и водогрейных котельных агрегатов. Всего на ремонтную программу ТЭЦ «Восточная» в 2023 году направлено 146,5 миллионов рублей.
В рамках подготовки к зиме энергетики Партизанской ГРЭС отремонтировали все котельное оборудование станции. Последним из пяти стал котлоагрегат №4. В этом году ремонтная программа совместно с ППН включила три средних и шесть текущих ремонтов с техническим диагностированием. На эти цели ДГК направила 533 миллиона рублей, в которые также вошли ремонты турбинного оборудования.
