Российская энергетика до сих пор не может справиться с уходом крупнейших западных производителей турбин. Механизм экономии ресурса был продлен на 2024 год, а значит, оборудование американской GE и немецкой Siemens останется в холодном резерве, пока генерирующие компании будут продолжать платить за их содержание. Найти замену западным машинам внутри страны не удается. Реализация проектов на базе установок "Силмаша" опять оказалась на грани срыва, а объемы выпуска турбин "ОДК" очевидно не могут удовлетворить спрос. Подробности — в материале Накануне.RU.
Правительство России в конце 2023 года продлило срок действия механизма экономии ресурса газотурбинных установок иностранного производства. Как сообщили в пресс-службе "Системного оператора", его продолжат использовать до 31 декабря 2024 года. Согласно отчету "СО ЕЭС" за 2023 год, в среднем ежемесячно в простое находились иностранные установки мощностью от 400 до 500 МВт. При этом генерирующие компании регулярно подавали заявки в среднем на 10 ГВт. Желание попасть в программу во многом обусловлено сохранением платежей при остановке турбин.
Механизм экономии ресурса был разработан в связи со сложностями поставок запчастей и проведения работ на оборудовании иностранного производства. По этой причине генерирующим компаниям стало необходимо снизить затраты и увеличить межсервисный интервал, который, как указывают представители отрасли, зависит от эквивалент-часов. Соответственно, было решено снизить загрузку таких блоков и вывести их в консервацию. При этом в режиме простоя блоки будут получать плату за мощность со всех потребителей. Для объектов, которые уже окупились, коэффициент составит 0,90, а для тех, кто еще получает платежи по ДПМ, — 0,97.
Практически все иностранные турбины были введены в 2010-х в рамках программы ДПМ и уже окупились за счет повышенных платежей рынка. Соответственно, все они обладают внушительным запасом срока эксплуатации, однако теперь высокоэффективные парогазовые турбины вынуждены останавливаться. Как следствие, их место на рынке займет более дорогая генерация, что может привести к росту цен на ОРЭМ.
К примеру, на Урале иностранные турбины установлены на Верхнетагильской ГРЭС (447 МВт), Нижневартовской ГРЭС (413 МВТ), Уренгойской ГРЭС (460 МВТ), Южноуральской ГРЭС-2 (740 МВт), Сургутской ГРЭС-2 (807 МВт), Среднеуральской ГРЭС (419 МВТ), Нижнетуринской ГРЭС (484 МВт), ТЭЦ "Академическая" (200 МВт), а также на Тюменской ТЭЦ-1 (675 МВТ) и Няганской ГРЭС (более 1200 МВт). Всего порядка 6 тыс. МВт.
Проблемы в отрасли начались после ухода немецкой Siemens в 2022 году. При этом, несмотря на санкции, американская корпорация General Electric продолжила обслуживать свои установки в России и покинула рынок только в 2023 году под давлением правительства США. Это дополнительно спровоцировало угрозу энергобезопасности страны и повысило спрос на механизм экономии ресурса. На фоне выхода оборудования энергопотребление начало расти: показатель вырос на 1,4% год к году.
Единственным выходом из ситуации стала бы разработка и серийный выпуск полностью отечественных газовых турбин, однако импортозамещение в этой сфере идет крайне медленно. Накануне стало известно, что "Т Плюс" Виктора Вексельберга намерен отказаться от покупки турбин ГТЭ-65 у "Силовых машин" для реализации экспериментальных проектов на Саратовской ТЭЦ-2 и Пермской ТЭЦ-14. Такую позицию в компании объяснили проблемами в переговорах с поставщиком оборудования, передает "КоммерсантЪ". Учитывая, что новые блоки планировалось реализовать в рамках программы модернизации ТЭС, отказ может повлечь наложение на компанию крупного штрафа — 25% от стоимости проектов, которые оцениваются в 20 млрд руб.
Таким образом, российское оборудование осталось невостребованным у генерирующих компаний. Второй проект может удовлетворить потребности энергорынка — это турбины большой мощности ГТД-110М "Объединенной двигателестроительной корпорации" (входит в "Ростех"). В 2023 году компания изготовила первый образец для ТЭС "Ударная". С 2024 года предприятие обещает выпускать по две единицы оборудования ежегодно, в том числе для замены иностранных установок.
Однако эксперты видят сразу несколько проблем в замене турбин. Во-первых, темпы производства пока невелики, а во-вторых переход на отечественную продукцию потребует невероятных капитальных вложений, которые в конечном итоге лягут на потребителей. Поэтому пока российской энергетике придется искать пути сосуществования с иностранными установками.
Аналитик "Института энергетики и финансов" Сергей Кондратьев отметил, что турбины американского производителя установлены у многих российских генерирующих компаний — ИнтерРАО, Генерирующей компании (Татарстан), РусГидро (Дальний Восток) и других, но у большинства из них на такие турбины приходится менее 3-5% установленной мощности, поэтому даже при развитии ситуации по "неблагоприятному сценарию" риски останутся умеренными. В то же время пострадать могут промпредприятия.
"Проблемы с оборудованием могут усложнить и работу для российских промышленных компаний — турбины GE, например, установлены на многих блок-станциях и на ГПЭС на месторождениях (Ванкор, месторождения Западной Сибири), а также на компрессорных станциях на газопроводах", — резюмировал собеседник Накануне.RU.