На прошедшей неделе правительство приняло решение о господдержке создания турбин большой мощности — для компаний, занимающихся этим, выделят субсидии объемом семь миллиардов рублей (на 2019-2021 годы).
Недавно мы обсуждали перспективы собственного производства оборудования для крупонотоннажного сжиженния природного газа. Газовые турбины большой мощности — еще одна отрасль, где Россия серьезно отстала.
Почему так произошло? Одна из причин — дешевый газ. Ключевая область применения газовых турбин — газовые электростанции, которые бывают двух типов: "простые" — старые паросиловые установки — и так называемые парогазовые (ПГУ), включающие в себя одновременно и паросиловую установку, и газовую турбину.
Если в первом случае выработка электроэнергии осуществляется за счет того, что турбину вращает водяной пар, то во втором — под действием энергии продуктов сгорания природного газа вращается газовая турбина, но на выходе газы по-прежнему сохраняют высокую температуру. Этой энергии достаточно, чтобы нагреть пар до температуры, необходимой для вращения и паровой турбины.
В результате КПД намного выше — до 60 процентов (в первом варианте максимум — 40 процентов), однако и конструкция сложнее: ведь нужна не только паросиловая, но и газотурбинная установка, с которыми у нас как раз сейчас проблемы.
Соответственно, если газ дешевый, сложная конструкция из двух разных турбин себя попросту не окупает, поэтому в стране развивалось только строительство паросиловых установок.
Ситуация напоминает историю с СПГ и трубопроводами: в наших условиях на определенном этапе трубы оказались проще и эффективнее, поэтому сектор СПГ и не развивался.
Строго говоря, и при нынешних ценах на газ строительство "сложных" ПГУ не всегда экономически выгодно.
Парогазовые установки, запущенные в последние годы, построены по механизму ДПМ (договор о поставке мощности), когда государство гарантирует возврат инвестиций с заданной нормой доходности. (Впрочем, сейчас так строят почти все электростанции).
Тем не менее строить парогазовые станции необходимо: и чтобы не консервировать технологии прошлого века еще на десятилетия, и чтобы вся энергосистема стала более гибкой. Нужно отметить, что газовая турбина незаменима при балансировке мощности в энергосистеме из-за высокой маневренности (возможности быстро изменять нагрузку). Энергосистемы во всем мире становятся более гибкими благодаря развитию возобновляемых источников, появлению распределенной генерации и систем управления спросом. В российской энергетике эти тенденции пока развиваются умеренно, но на среднесрочную перспективу, с учетом того, что электростанции строятся на десятилетия, важно иметь такую опцию. Для этого надо увеличивать долю газовых турбин в энергосистеме.
Ещё один пример. Газовые турбины необходимы и для заводов СПГ. Так, например, на строящейся сейчас (на российском оборудовании) небольшой четвертой линии "Ямал СПГ" мощностью 0,9 миллиона тонн в год будет использоваться российская газовая турбина мощностью 25 мегаватт. Как сообщал глава "Новатэка" Л. Михельсон, если бы у России была собственная турбина в 100 мегаватт, мощность завода могла бы быть 4,5-4,8 миллиона тонн. Конечно, есть свои резоны в том, чтобы сначала запустить относительно небольшую линию. Но, если эта первая линия покажет хорошие результаты, новому более мощному заводу понадобится и мощная газовая турбина.
Так или иначе, по программе ДПМ в России построено свыше 27 гигаватт мощностей с использованием газовых турбин, но на такие маневренные станции приходится всего около 20 процентов суммарной мощности газовых ТЭС.
Кроме того, российские энергетики столкнулись и с финансовыми проблемами: дело в том, что сервисное обслуживание газотурбинных установок, которое также осуществлялось иностранными производителями турбин, требует определенных затрат. После девальвации рубля в 2014 году все это значительно подорожало. Поэтому в рамках господдержки субсидии также предлагаются и на "разработку технологий сервиса компонентов горячего тракта газовых турбин большой мощности иностранного производства, эксплуатируемых в России".
Задача создания собственной турбины непростая. Достаточно сказать, что один из таких проектов ("Роснано", "Ростех" и "Интер РАО") пока закончился неудачей: около года назад турбина разрушилась на испытаниях.
Для быстрого решения поставленной задачи будет использоваться опыт мировых производителей, прежде всего крупнейших — Siemens, General Electric, Mitshibishi.
Любопытно, что во всем мире у производителей газовых турбин обозначились проблемы, связанные со стагнацией спроса. Так, например, в Siemens еще полтора года назад объявили о сокращении сотрудников в соответствующем подразделении.
Отчасти с тем же связано и тяжелое финансовое положение General Electric (за последние два года ее котировки обвалились в три раза). В 2015 году корпорация поглотила энергетический бизнес французской Alstom на фоне стагнации спроса в секторе.
Казалось бы, в этих условиях западные компании могли бы охотней согласиться на локализацию производства газовых турбин в России, получив дополнительный рынок. Но они крайне неохотно делятся технологиями.
В России действует "Сименс технологии газовых турбин" — совместное предприятие Siemens и "Силовых машин" — однако глубина локализации производства турбины на 187 мегаватт — лишь 62 процента (обсуждается, что "Силовые машины" в совместном предприятии может сменить "Газпром энергохолдинг").
Для самой маржинальной, то есть приносящей наибольшую прибыль, так называемой горячей части турбины западные компании до последнего времени отказывались делиться технологиями. Но ситуация меняется. Siemens обещает к 2024 году локализовать производство своей турбины в России на 100 процентов.
Одновременно создается еще один консорциум, также с привлечением иностранного партнера: General Electric и "Интер РАО".
России нужно получить линейку различных мощностей газовых турбин. Каким образом они распределятся между двумя консорциумами, покажет время.
Очевидно, что новые турбины в первую очередь будут ориентированы на внутренний рынок: парогазовых ТЭС у России немного. Уже заявлялось, впрочем, и об экспортном потенциале.
Теоретически предпосылки для этого есть — текущий обменный курс может сделать российскую турбину конкурентоспособной. (Возможно, из-за вероятности появления конкурента в среднесрочной перспективе иностранные производители турбин и не рвались создавать совместные предприятия со стопроцентной локализацией). Но для развития экспортного направления необходимо создать и запустить стабильно работающие "референтные" образцы на собственных электростанциях. Речь здесь идет как минимум о пяти годах работы.
Александр Собко
