15.10.2019 Журнал Интер РАО «Энергия без границ», №4 (57) https://www.interrao.ru/upload/iblock/e7f/Inter_RAO_04_2019_FIN.pdf
ГУРГЕН ОЛЬХОВСКИЙ, ЧЛЕН-КОРРЕСПОНДЕНТ РАН, ПРЕЗИДЕНТ ОАО «ВТИ», ТРИЖДЫ ЛАУРЕАТ ПРЕМИИ ПРАВИТЕЛЬСТВА В ОБЛАСТИ НАУКИ И ТЕХНИКИ:
В 90-х годах научно-производственный потенциал страны сильно пострадал. Сегодня на энергомашиностроительных заводах нет необходимой технологической инфраструктуры и кадров для сверхсрочного создания очень сложной техники с рекордными параметрами и показателями, поэтому построить перспективные ГТУ единичной мощностью 500–600 МВт до 2023–2025 годов не представляется возможным. Для этого необходимо объединение научно-технических и производственных организаций страны в рамках национального проекта. Выполнение его при хорошей организации работы и достаточном финансировании потребует около 10 лет. Партнёрство в этом вопросе с иностранными фирмами на выгодных для нас условиях (с передачей ноу-хау) было бы весьма продуктивно. При техническом перевооружении отечественных ГРЭС мощностью ~30 ГВт с использованием оптимальных ПГУ большой мощности на ту же выработку электроэнергии потребуется в 1,5 раза меньше природного газа. Для аналогичного техперевооружения ТЭЦ примерно такой же суммарной мощности можно использовать меньшие ГТУ, выпуск которых реально наладить достаточно быстро. Выгоды надстройки действующих ПСУ газотурбинной частью несравнимо меньше, так как в эксплуатации остаётся старое оборудование, а возможная с их помощью экономия топлива не превышает 10%. Отказываться от масштабного техперевооружения с экономией 30–50% топлива в стране, где две трети энергетического топлива составляет природный газ, неразумно. К сожалению, долговременные проекты, такие как строительство ТЭС, у нас не окупаются в приемлемые сроки из-за высокой стоимости денег. Это препятствие развитию страны должно быть так или иначе устранено.
НИКОЛАЙ ПОСЫПАНКО, СТАРШИЙ КОНСУЛЬТАНТ VYGON CONSULTING:
КПД ПГУ с ГТУ большой мощности составляет от 50 до 63% при эффективности традиционного для России паросилового цикла в районе 35%. Но чем больше габариты и мощность газовой турбины, тем выше практически достижимый коэффициент полезного действия.
Экземпляры единичной мощностью 400–600 МВт позволяют работать в парогазовом цикле с рекордными КПД 62–63% – такие электростанции уже строят Siemens и GE за рубежом. Пределом же для газовых турбин 110–160 МВт, к разработке которых стремятся отечественные производители, окажется КПД 52–53%. Это означает, что российская технология может быть неконкурентной на внешних рынках и экспорт проектов с использованием такого типа оборудования будет вероятен в рамках межправительственных соглашений или в комплекте с долгосрочными контрактами на «льготный» газ.
Российская газовая турбина большой мощности потребует не меньше 10 лет научных и конструкторских разработок. Например, итальянской Ansaldo с момента начала работы под лицензией Siemens потребовалось 14 лет, чтобы разработать и поставить собственную газовую турбину. Амбициозность задачи подтверждает и незавершённый проект создания ГТД-110 (110 МВт), совокупные сроки по которому уже приближаются к 30 годам. В сложившихся условиях, если прямой поддержки за счёт потребителей электроэнергии не избежать, взвешенным решением станет локализация наилучших технологий по открытой лицензии.
Механизм стимулирования экспериментальных ТЭС, «ограниченно годных» для поставки мощности на оптовый рынок, не будет стимулировать развитие наилучших доступных технологий. При этом производители, очевидно, могут использовать синергию от поставок оборудования для газовой отрасли, для установок по сжижению природного газа и газоперекачивающих агрегатов, а также оборонной промышленности (например, для нужд судовых двигателей).
Так или иначе, развитие отечественных компетенций в сфере энергомашиностроения невозможно без активного продвижения масштабных проектов инжиниринга и строительства на экспортных рынках. Эффективная кооперация российских финансовых институтов, проектных и производственных мощностей может стать заделом для создания постсоветского национального знака качества в электроэнергетике и устойчивого спроса на собственные турбины.
АЛЕКСЕЙ ФАДДЕЕВ, ЭКСПЕРТ-АНАЛИТИК ДЕПАРТАМЕНТА ИССЛЕДОВАНИЙ ТЭК ИНСТИТУТА ПРОБЛЕМ ЕСТЕСТВЕННЫХ МОНОПОЛИЙ (ИПЕМ); ЕВГЕНИЙ РУДАКОВ, ЗАМЕСТИТЕЛЬ РУКОВОДИТЕЛЯ ДЕПАРТАМЕНТА ИССЛЕДОВАНИЙ ТЭК ИПЕМ:
Вопрос первый – сроки. Локализация, безусловно, быстрее. Проект возможно реализовать за 2–3 года при отсутствии юридических и финансовых проволочек, а на выходе будет готовый к полноценной промышленной эксплуатации продукт. На собственные разработки, как показывает опыт ГТД-110, может не хватить и 20 лет, с учётом необходимости доведения экспериментального образца до состояния конкурентоспособной продукции.
Из этого вытекает второй вопрос – необходимость опытно-промышленной эксплуатации для варианта новой разработки. Были неоднократные попытки запустить подобный механизм через рынок мощности, наталкивавшиеся на яростное сопротивление потребителей. Те справедливо отмечали, что существующие рыночная и тарифная системы в электроэнергетике и так полны подобных «костылей», приводящих к дополнительным расходам. В готовности же бюджета понести такие расходы есть серьёзные сомнения.
Вопрос третий – цена. Этот параметр практически невозможно корректно оценить для обоих вариантов. Во сколько обойдётся весь комплекс научно-технических разработок? На каких условиях может быть передана лицензия на производство без ограничений экспорта?
Вопрос четвёртый – объём рынка. Перспективы экспорта в обоих вариантах зависят не столько от самой продукции, сколько от финансово-организационной поддержки государства. Здесь оба варианта в более-менее равных условиях. Преимуществом локализации может быть расширение рынка сбыта продукции за счёт ремонта и поставки запчастей для уже установленных в России (и за рубежом) подобных турбин.
Вопрос пятый, главный – насколько обоснована необходимость «собственной» ГТБМ? Непокрытый потенциальный спрос со стороны новых или реконструируемых энергоблоков в России практически отсутствует! Анализ СиПР ЕЭС России и других документов показал, что до 2025 года все объекты уже расписаны по поставщикам. Под вопросом только немногочисленные объекты отдалённой перспективы. С другой стороны, не за горами то время, когда замены потребуют уже установленные в России газовые турбины, и вот как раз их немало: по оценкам ИПЕМ, 20 турбин Siemens серии SGT5-4000F мощностью ~300 МВт и ещё порядка 40 серии SGT5-2000E (она же ГТЭ-160 и V94.2) мощностью 150–190 МВт.
МИХАИЛ БИРЮКОВ, НАЧАЛЬНИК ДЕПАРТАМЕНТА РАЗВИТИЯ ОПТОВОГО РЫНКА АССОЦИАЦИИ «СООБЩЕСТВО ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭНЕРГИИ»:
Потребителям важны надёжность и экономичность энергоснабжения, поэтому наиболее оптимальным вариантом является именно трансфер передовых технологий. Этот подход позволяет снизить затраты на НИОКР и минимизировать риски опытно-промышленной эксплуатации турбины по срокам и затратам. Другими словами, локализация технологии позволяет сразу запустить современную отечественную машину в серию, минуя «детские» болезни. Это минимизирует риск технологических нарушений энергоснабжения, снизит потребность в резервировании новых энергоблоков, а также исключит необходимость оплаты простаивающих мощностей.
Спрос на мощные газовые турбины в мире сокращается, поэтому российский рынок, где продолжают искусственно поддерживать большую генерацию, может быть привлекателен для мировых гигантов, производящих турбины. Их конкуренция за этот рынок при разумном подходе со стороны регулятора может обеспечить гораздо более привлекательные для России условия, чем вариант с самостоятельным «изобретением» газовой турбины.