07.06.2021 Энергия без границ № 2 (67) май – июнь 2021
Отборы проектов модернизации ТЭС в этом году стали рубежными: программа обновления генерации перевалила экватор, разыграно больше половины квоты – 25,2 ГВт из чуть более 40 ГВт, планировавшихся к отбору. Одновременно с КОММод-2027 состоялся многократно переносившийся конкурс проектов с использованием газовых турбин. Иностранные производители с проектами локализации ПГУ до отбора не добрались – 1,6 ГВт спецквоты распределены между «Газпром энергохолдингом», «Т Плюс» и «Интер РАО». В 2027–2028 годах они обновят свои мощности с помощью ГТД-110М «Ростеха» и ещё разрабатываемых турбин «Силовых машин». Но прохождение конкурсного сита ещё не гарантирует отечественным образцам успешной коммерческой судьбы – для выхода на рентабельность разыгранных квот недостаточно, предупреждают эксперты.
ДОЛГИЕ СПОРЫ О ЛОКАЛИЗАЦИИ И ДЕНЬГАХ
30 апреля, одновременно с результатами традиционного отбора проектов модернизации ТЭС (КОММод-2027), «Системный оператор ЕЭС» опубликовал предварительные итоги конкурса проектов обновления генмощностей с использованием отечественных газовых турбин (КОММод-ПГУ). Этот отбор оказался одним из самых дискуссионных этапов федеральной программы: его подготовка заняла более года, только официально отбор переносился четырежды. Газовые турбины большой мощности до настоящего момента в России не производились. Технология появилась ещё во времена СССР, но советские энергетики успели лишь начать разработки в этом направлении. Надстройка паросиловой установки (ПСУ) газовой турбиной – более эффективная и более рентабельная технология.
В ходе программы строительства новых мощностей (ДПМ, в 2010-е годы по ней было построено около 30 ГВт) значительную долю вводов составили новые ПГУ, на объектах использовалось импортное оборудование. Но к началу программы модернизации, ставшей вторым этапом программы ДПМ, на фоне обострения международной обстановки власти всё большее внимание стали уделять вопросам безопасности, в том числе энергетической. Комплектование отечественных электростанций высокотехнологичным оборудованием несёт большие риски, посчитали в правительстве. Мнения участников сектора разошлись. Часть экспертов отмечала нелогичность разработки собственных газовых турбин, указывая на стремительное сжатие этого сектора на мировом рынке.
Другая часть энергетиков находила зависимость от зарубежных поставщиков критической, отчасти их правоту впоследствии подтвердила ситуация с ремонтами в период пандемии COVID-19, когда глобальные перебои стали вполне реальными. Определившись с необходимостью выпуска газовых турбин на территории страны, регуляторы много месяцев обсуждали условия для машиностроителей. Крупнейшие игроки мирового рынка – прежде всего Siemens и GE – заявили о своём интересе к локализации производства. При этом немецкий концерн оказался в особо интересном положении: Siemens имел самый высокий уровень локализации газовых турбин в России, но базовой производственной площадкой было СП с «Силовыми машинами» Алексея МОРДАШОВА.
Российский концерн объявил о планах разработать собственные газовые турбины большой мощности (ГТЭ-65 и ГТЭ-170) и, заручившись поддержкой Минпромторга, получил 5 млрд рублей госсубсидии на НИОКР по этим проектам. Посчитав Siemens основным конкурентом, менеджмент «Силмаша» стал открыто и настойчиво призывать власти не признавать локализацию полноценной альтернативой российскому оборудованию и запретить иностранцам участвовать в КОММод-ПГУ. Просьбы компании г-на МОРДАШОВА оказались услышаны: ни немцы, ни другие иностранные производители турбин до сих пор не получили согласия кабмина на подписание обновлённых специнвестконтрактов (СПИК 2.0), в рамках которых могли бы локализовать производство. В итоге зарубежные поставщики участия в конкурсе проектов модернизации с использованием инновационного (для России) энергетического оборудования не принимали и, похоже, потеряли былую привлекательность для российских партнёров. «Мы понимаем, что конкурсы проведены, проекты отобраны. Поэтому очень сложно сейчас говорить о каких-то больших проектах локализации турбин большой мощности. Хотя, конечно же, мы ведём переговоры и с компанией Ansaldo, и с компанией Siemens по локализации турбин большой мощности. Но это всё пока очень предварительно, поэтому особо комментировать нечего», – заявил глава ГЭХ Денис ФЁДОРОВ в середине мая. При этом обсуждавшийся выкуп «Газпром энергохолдингом» 35-процентной доли «Силмаша» в СТГТ (СП с немецким Siemens) сейчас в компании считают нецелесообразным. В будущем ситуация может измениться: «если будут внесены определённые корректировки в стратегию развития предприятия», то ГЭХ готов вернуться к обсуждению сделки, сообщил г-н ФЁДОРОВ.
Первоначально предполагалось, что ПГУ-отбор, под который власти выделяли в программе модернизации 2 ГВт, состоится одновременно с КОММод на 2026 год. По правилам ОРЭМ он должен был состояться ещё 1 апреля прошлого года. Однако постановление о проведении отбора появилось лишь в конце июня, конкурс был перенесён на 1 сентября. Но новым препятствием на пути отбора оказался потолок капзатрат на модернизацию, некоторые энергетики и машиностроители посчитали CAPEX в 70 тысяч рублей за 1 кВт недостаточным. Дискуссии затянулись настолько, что власти отвязали турбинный отбор от КОММод-2026, провели последний 1 декабря и перенесли КОММод-ПГУ на 2021 год. При этом были сдвинуты сроки реализации проектов с использованием газовых турбин – с 2026–2028 годов на 2027–2029 годы.
Для урегулирования ценовых разногласий «Совет рынка» повторно нанял консультанта – структуру «Ламайер» в России, которая актуализировала оценку затрат на ПГУ-проекты. В конце декабря регулятор официально принял отчёт оценщика, на основании которого потолок капзатрат по газовым турбинам наименьшего типоразмера – 60–80 МВт – был увеличен до 100 тысяч рублей за 1 кВт. При этом для сохранения общей нагрузки на потребителей ОРЭМ, которые в рассрочку оплачивают возврат инвестиций, Минэнерго предложило снизить общую квоту с 2 до 1,61 ГВт (в том числе в Сибири – не более 322 МВт). Отбор с обновлёнными параметрами по решению кабмина был назначен на 1 мая, но в марте – начале апреля источники в регуляторах и на рынке не исключали, что он будет отложен вновь, на этот раз до осени, так как власти не успеют своевременно принять нормативную базу. Однако очередного переноса не произошло – «Системный оператор» раскрыл итоги КОММод-ПГУ вечером 30 апреля.
ДЕВЯТЬ ГАЗОВЫХ ТУРБИН РАЗДЕЛИЛИ НА ТРОИХ
Об интересе сектора к газотурбинному отбору наглядно свидетельствовали итоги первого этапа: в ходе приёма технических заявок квота оказалась превышена в 7,5 раза. На конкурс поступило 63 заявки суммарной максимальной мощностью 12 235,7 МВт, в том числе в Сибири – четыре проекта (294 МВт). При этом участники предпочитали провести обновление максимально быстро: на 2027 и 2028 годы было подано 22 и 35 заявок, тогда как на 2029 год – лишь шесть. До подведения окончательных итогов отбора все его участники предпочитали хранить молчание. Единственным исключением стал «Силмаш», который 28 апреля сообщил, что подписал с «Сибирской генерирующей компанией» (СГК) обязывающее соглашение на поставку комплектов оборудования на основе головных образцов отечественных газовых турбин ГТЭ-65.1. Проект обновления генерации в Новосибирске был выставлен на КОММод-ПГУ. При этом в «НордЭнергоГрупп» (управляет активами Алексея МОРДАШОВА) подчеркнули, что «на сегодня компания определилась с ключевыми партнёрами в предстоящем отборе проектов с применением газовых турбин и обеспечила полную загрузку своих производственных мощностей до конца 2028 года».
Но объявленным планам «Силмаша» и СГК не суждено было сбыться. По итогам подачи ценовых заявок победителями были признаны проекты трёх компаний – ОГК-2 (ГЭХ), «Т Плюс» и «Интер РАО». При этом вся квота оказалась выбрана в первые два года программы, все проекты будут реализованы в первой ценовой зоне ОРЭМ (Центр и Урал), следовало из материалов «Системного оператора». Однако победители не спешили называть своих поставщиков. Первым молчание официально прервал ГЭХ – компания сообщила, что будет обкатывать три турбины ГТД-110М, разработкой которых занимался консорциум в составе «Ростеха», «Интер РАО» и «Роснано», а производством – «Объединённая двигателестроительная компания» (ОДК). Ранее это оборудование опробовали несколько генкомпаний, в том числе ГЭХ, периодически оно выходило из строя. Но в данном случае тот факт, что турбина развалилась при испытаниях, является скорее плюсом, чем минусом, считают в ГЭХ.
«Будут или не будут работать «стодесятки» (ГТД-110М. – Прим. ред.)? Мы очень долго, подробно анализировали рынок, наши технические специалисты выезжали на предприятия «Ростеха»… Конечно, определённый риск есть. Такие же риски есть у других компаний, которые участвовали в этом конкурсе. Но это уже третья серия модификации «машины 110». В ней учтены все те недостатки, с которыми сталкивались завод-изготовитель и компании, которые эксплуатируют эти турбины. Кроме того, к моменту начала строительства нашей электростанции турбина уже будет установлена на ТЭС «Ударная» («Ростеха». – Прим. ред.).
По нашему мнению, этот проект наименее рискованный. Считаем, что электростанция будет работать и нести нагрузку, что наш неудачный опыт на Рязанской ГРЭС забыт. И первый блин комом, а дальше всё будет хорошо», – заявил Денис ФЁДОРОВ. При этом другой топ-менеджер сектора, председатель Совета директоров АО «РОТЕК» Михаил ЛИФШИЦ, считает, что ГТД-110М – «неоднозначное решение для электростанции». «У этой турбины нет горизонтального разъёма, а значит, осуществлять её сервис и ремонт в условиях станции практически невозможно. Как это отразится на цене, сказать сложно», – заявил он в интервью ТАСС в конце апреля.
С мнением г-на ФЁДОРОВА о «меньшей рискованности» ГТД-110М наверняка не согласны в «Силовых машинах», которые, несмотря на промах с СГК в Сибири, вероятно, смогут обкатать на мощностях «Т Плюс» и «Интер РАО» шесть своих турбин. По информации источников в секторе, «Т Плюс» установит на своих ТЭЦ две ГТЭ-65, а «Интер РАО» обновит Каширскую ГРЭС за счёт четырёх ГТЭ-170. Сразу после объявления итогов конкурса «Т Плюс» заявил, что сейчас компания «находится в стадии переговоров с поставщиками российского оборудования, заключённых договоров ни с одним из них нет». Не называют поставщиков и в «Интер РАО».
Член правления «Интер РАО» Александра ПАНИНА (оценку результатов отборов от главы Набсовета «Совета производителей энергии» см. в рубрике «Эксперт-клуб» на стр. 18) лишь отмечает, что Каширская ГРЭС, построенная на заре Советского Союза, сейчас фактически выведена из эксплуатации. За счёт реализации проекта КОММод-ПГУ одна из первых станций программы ГОЭЛРО таким образом получает новую жизнь, говорит она. Эксперты пока не готовы оценивать ценовые итоги КОММод-ПГУ.
Итоговые ставки будут зависеть от нескольких «зашитых» в конкурс показателей – коэффициента использования установленной мощности, стоимости топлива и пр., говорит аналитик «ВТБ Капитал» Владимир СКЛЯР. Пока «Системный оператор ЕЭС» раскрыл лишь коэффициент экономической эффективности, судя по которому ПГУ-проекты оказались вдвое дороже ПСУ-модернизации и прошли близко к утверждённым предельным уровням. При этом ключевым остаётся вопрос о достаточности выделенных объёмов для загрузки разворачиваемых «Ростехом» и «Силмашем» производств и рентабельности выпуска газовых турбин. Несмотря на оптимистические заявления холдинга Алексея МОРДАШОВА, в отрасли сомневаются, что распределённых заказов будет достаточно. Михаил ЛИФШИЦ, компания которого не участвовала в отборе, говорит, что для рентабельности «нужно видеть спрос на турбину в количестве минимум 10 штук в год на 10 лет».
Аналитики солидарны – для рентабельности ОДК и «Силмашу» будут необходимы дополнительные заказы. Производители захотят расширить квоты КОММод-ПГУ, но это совсем не устраивает потребителей, оплачивающих программу. В ближайшее время этот вопрос наверняка окажется в центре секторальных дискуссий.
МОДЕРНИЗАЦИЯ ПОВОРАЧИВАЕТСЯ ЛИЦОМ К ТЭЦ
На фоне турбинного отбора менее заметными оказались результаты традиционного конкурса проектов модернизации.
В этом году «Системный оператор» выбирал проекты обновления с вводами в 2027 году – на шестой год реализации программы. На предыдущих отборах на 2022–2026 годы были отобраны проекты модернизации суммарной мощностью 21 ГВт, в этом году к ним добавилось ещё 4,2 ГВт. Из 21 победившей заявки 16 (3392,9 МВт) пришлось на первую ценовую зону, пять (807 МВт) – на вторую. В Центральной России и на Урале к 2027 году будет обновлено 15 газовых энергоблоков и один – угольный (Рефтинская ГРЭС СГК), в Сибири все проекты угольные.
Ранее одна из основных претензий к механизму КОММод сводилась к недостаточному количеству проектов обновления ТЭЦ – такие проекты объективно более дорогие и не могут на равных конкурировать с удельной ценой модернизации ГРЭС. На последнем отборе ситуация существенно изменилась – на ТЭЦ пришлось 42% распределённой квоты 2027 года, тогда как на предыдущем конкурсе показатель составлял менее 20%. Мнения сектора разделились: часть энергетиков ратует за разделения конкурсов на 2028–2031 годы на два отдельных потока – ТЭЦ и ГРЭС, другая не видит в этом смысла, так как считает, что имевший место перекос уже устранён. Вопрос о корректировке условий ещё будет предметом обсуждений, Минэнерго намерено актуализировать параметры отбора к КОММод-2028.