Несмотря на 5 миллиардов штрафа. Почему энергетики отказываются от модернизации теплоэлектростанций

После ухода с российского рынка Siemens и General Electric правительство приказало обновить существующее энергооборудование и использовать газотурбинные установки большой мощности российского производства. В ответ энергетики попросились отказаться от модернизации 13 объектов, несмотря на штраф в 5 миллиардов рублей.

Проблемы, по их словам, не в инвестициях, а в доступе к новым технологиям.

Согласно прогнозам Минэнерго, энергопотребление страны к 2028 году составит 1233 млрд кВт·ч, в 2022-м этот показатель достиг отметки 1106,3 млрд кВт·ч. Без расширения мощностей необходимый объем мегаватт не обеспечить.

Еще острее энергопроизводители нуждаются в замене оборудования. Судите сами. «Основу возрастной структуры генерирующего оборудования составляет оборудование, введенное в эксплуатацию в 1961–1970 годах (42,3 тыс МВт), в 1971–1980 годах (55,6 тыс МВт) и в 1981–1990 годах (51,4 тыс МВт). Суммарная мощность, оборудования, установленного до 1961 года составляет 14 тыс МВт, введенного в эксплуатацию в 1991–2022 годах — 84,3 МВт», — говорится в приказе Минэнерго об утверждении программы развития энергосистем России до 2028 года.

В том же документе указано, что на начало 2022 года установленная мощность электростанций в России насчитывала 246,6 тыс МВт. При среднем сроке службы газовой турбины в 15–20 лет общий объем мощностей, введенных до 1991 года и нуждающихся в модернизации, составляет как минимум порядка 149,3 тыс МВт, а если сюда добавить введенное с 1991 до 2002 года, то и того больше.

И в целом модернизация энергетического оборудования — процесс непрерывный, отмечают эксперты.

— Есть федеральные законы по электроэнергетике, по которым актуализация генеральной схемы проходит один раз в пять лет, актуализация территориальных схем один раз в год или в два, — говорит генеральный директор Фонда энергетического развития Андрей Листовский.

Наибольшие объемы модернизации мощностей по конкурсному отбору на 2022–2026 годы были запланированы у Интер РАО (4 954 МВт) и Юнипро (3 320 МВт), на порядок меньше — у Иркутскэнерго (995 МВт) и ОГК-2 (595 МВт). Мосэнерго и Энел Россия чуть уступили им по потребностям — 440 и 320 МВт соответственно, в пределах 80–120 МВт рассчитывали модернизировать мощности ТГК-2, ТГК-1 и ТКГ-14. Такие данные опубликовал сервис для принятия быстрых и обоснованных инвестиционных решений Conomy.ru в 2021 году. Цифры не претендуют на актуальность, но отражают масштабы потребностей компаний.

В ближайшие пять лет, согласно планам Минэнерго, планируется вывести из эксплуатации на электростанциях 5323,7 МВт генерирующих мощностей и ввести 14747,4 МВт новых. Доля газового оборудования в единой энергетической системе России составляет порядка 70,7% и к 2028 году практически не изменится.

Объем инвестиций на 2023–2028 годы, который рассчитал системный оператор единой энергетической системы, — 2,63 триллиона рублей. Из них 2,2 триллиона требует развитие генерирующих мощностей, еще 0,41 триллиона необходимо на развитие электросетей. На долю 1-й синхронной зоны ЕЭС России, куда входят все энергосистемы страны, кроме Востока, приходится 1,78 триллиона рублей, на долю 2-й (собственно, восток) — 0,42 триллиона.

После начала СВО правительство РФ поддержало энергетиков и предоставило им право до конца 2022 года сдвинуть запуски проектов модернизации теплоэлектростанций. Но дальше свое дело сделала инфляция и рост цен на металл. а с ними — на котлы и турбины. Если в момент конкурсов генерирующие компании оценивали капитальные расходы в 27,3 миллиарда рублей, то к весне 2023-го цены взвились на 79%, до 48,9 миллиарда. На грани остановки — 13 проектов модернизации общей мощностью 1,5 ГВт, и за отказ от них генерирующим компаниям грозит штраф в 5 миллиардов рублей. Астрономическая сумма, даже если учесть, что изначально штрафные санкции составляли 11,8 миллиарда и после жалоб Минэнерго сократило их вдвое.

20 проектов на 4,5 ГВт генерирующие компании все же запустили, еще в 55 на 12,4 ГВт с общими капитальными затратами в 158,3 миллиардов рублей сроки запуска перенесли.

— Согласно договоренностям, эти проекты были отложены. Из-за того, что либо оборудование перестало поступать, либо были отменены. Подписание каких-то контрактов приостановили. Все эти проекты, особенно связанные с крупными газовыми турбинами, отодвигаются в правую сторону на 2–3 года. С надеждой на то, что российские машиностроители освоят производство крупных газовых турбин, — говорит замдиректора Института энергетических исследований Владимир Лихачев.

Послабления Минэнерго для генераторов в виде отсрочки вывода ТЭС на иностранных турбинах в резерв и отсрочку по вводам новых станций аналитик «Финам» Александр Ковалев считать временной мерой — для полного решения вопроса потребуются более существенные мероприятия.

Большая часть иностранных газовых турбин на электростанциях РФ представлена продуктами Siemens, General Electric, Ansaldo, Alstom и Mitsubishi. По оценкам аналитика «Финам», на них приходится около 25 ГВт установленной мощности, что соответствует около 10% всей единой энергосистемы РФ. Многие газовые ТЭС уже давно столкнулись с проблемами на фоне ухода большинства западных производителей из РФ, причем эти проблемы связаны как с проектными станциями, так и с уже действующими.

— Для капитального ремонта приезжали специалисты Siemens, демонтировали турбины, увозили их на ремонт в Европу, затем возвращали и устанавливали. То же и с текущим ремонтом — привозили какие-то запчасти здесь и устанавливали. Сейчас мы физически не можем обслуживать это оборудование в полном объеме. Какие-то виды ремонта мы делаем сами, какие-то заказываем в дружественных компаниях, в том числе в Китае. Как-то выкручиваемся, но понятно, что это не решение проблемы. Без собственных турбин мы будем потихонечку задыхаться, — объясняет Андрей Листовский.

Так же полностью эффективно обслуживать оборудование в онлайн-режиме, как это делали западные поставщики, российские специалисты пока не готовы, считает Владимир Лихачев — не хватает компетенций.

Рассчитывать на тотальное замещение западного оборудования китайским тоже невозможно.

— Барьером выглядит то, что Китай исторически не масштабировал строительство газовых ТЭС, отдавая предпочтение углю и ГЭС. В итоге, профильных компаний, сопоставимых с Siemens и General Electric, в стране просто нет. С точки зрения комплектующих и самих турбин РФ куда ближе к сотрудничеству с Ираном, где базируется Mapna, входящая в число мировых лидеров отрасли, — говорит аналитик «Финам» Александр Ковалев.

Ставка на производителей турбин из Китая и Ирана может снова сыграть против энергетиков, считают специалисты.

— Они непроизвольно нас загоняют в такую же ситуацию, только теперь с юго-восточными партнерами. Мне кажется, что это не совсем правильно и надо самим. Это тот самый принцип импортозамещения, который у нас идёт, но пока заторможенно, — подчеркивает Владимир Лихачев.

Да, отечественные производители полностью закрыли потребности энергетиков в части сетевого оборудования. С турбинами вопросы так и остались не закрытыми. Российские компании ИНГК, РЭП Холдинг, ОДК производят газовые турбины и комплектующие к ним, но агрегатов высокой мощности в их номенклатуре нет.

— Средней мощности турбины мы сами умеем делать, а вот 110 МВт и выше на замену Siemens сейчас только НИОКР еще идет. Пока у нас своих технологий нет, они еще сырые, мы их только обкатываем, — отмечает Андрей Листовский.

О том, какие трудности с разработкой газовых турбин наблюдали еще 5 лет назад, «Фонтанка» писала. Глава «Газпром энергохолдинга» Денис Федоров говорил тогда на энергетическом форуме в Петербурге: «Почему мы постоянно изобретаем колесо, которое уже изобретено? Причем колесо получается то квадратное, то треугольное. Есть тот же Siemens, можно провести 100-процентную локализацию вместо того, чтобы вкладываться в разработку, потом 2–3 года испытывать турбину с неясными перспективами. Дальше упражняться с этим бессмысленно».

С теми же проблемами столкнулись ветроэнергетики — турбины мощностью 5 МВт в России не производят. С обслуживанием тех, что уже установлены, научились справляться сами.

— Исследование, которое провела РАВИ летом 2022 года, показало, что все компоненты для российского ветрогенератора могут производить российские предприятия. На этом хорошие новости закончились, потому что создание собственной технологии — это огромный пласт НИОКР и 3–5 лет работы; либо выкуп технологии у донора, снова НИОКР и 2–3 года работы, — говорит председатель правления РАВИ Сергей Морозов.

Однако в стране, богатой углеводородами, ВИЭ-генерация не самая популярная идея, отмечает Сергей Морозов. Перспективы отрасли пока что видятся туманными.

При поддержке Минпромторга в виде 4,8 миллиарда рублей субсидии возобновить производство газовых турбин взялось петербургское предприятие «Силовые машины», где уже налажен выпуск паровых турбин. Общий объем инвестиций в проект превысил 15 миллиардов.

— «Силовые машины» реализуют стратегически важный для страны проект — создают энергетические газовые турбины ГТЭ-170 и ГТЭ-65. В декабре 2022 года изготовлен головной образец российской газовой турбины большой мощности ГТЭ-170, она успешно прошла программу контрольных операций, — рассказали «Фонтанке» на предприятии.

Компания планирует обеспечить полный производственный цикл газовых турбин и выпускать до восьми газотурбинных установок в год. На эти объемы хотят выйти с 2025 года. Планы на годовую перспективу скромнее — в конце 2023 года изготовят турбину ГТЭ-170 для Нижнекамской ТЭЦ, Каширская ГРЭС «Интер РАО» получит четыре в 2024–2025 годах, еще четыре поставят на объекты «РусГидро» на Дальнем Востоке в 2025–2026 годах.

Но один производитель сейчас не способен обслуживать всю отрасль огромной энергосистемы.

— «Силовые машины» закрыть всю потребность отечественной генерации на среднесрочном горизонте не смогут, поскольку у компании просто не хватит мощностей, а в некоторых случаях (Заинская ГРЭС) — научно-технического потенциала, — полагает аналитик ФГ «Финам» Александр Ковалев.

На замену ушедшим западным поставщикам планирует прийти «Интер РАО» — в июле 100% акций структуре передали в залог владельцы Уральского турбинного завода. Сделку планируют закрыть в 1 квартале 2024 года. https://www.interfax.ru/business/918453

На самом конце электроцепочки сидят простые потребители электроэнергии. Эксперты полагают, что государственное субсидирование и контроль за ценами позволит защитить их от скачка тарифа на электроэнергию. Но в любом случае падения цен ждать не стоит.

— Повышать цены, чтобы добыть средства на инвестиции, энергокомпании не могут. Иначе бы цены были заоблачными и это ударило по народному хозяйству. И проблема здесь не в инвестициях, а в доступе к новым технологиям, — отмечает Владимир Лихачев.

Вероятность системных аварий Владимир Лихачев оценивает как достаточно низкую, поскольку резервы отрасли были большие, все работает достаточно надежно.

— Существует большой спектр возможностей производства электроэнергии. Их достаточно, чтобы покрыть всплески спроса на электроэнергию, как сейчас происходит на Дальнем Востоке. Все остальное — форс-мажоры, которые могут произойти в любой системе, — считает эксперт.

Наталья Вязовкина, «Фонтанка.ру»