Обновление газовых турбин для ТЭС вряд ли войдет в 1-ый этап модернизации

Обновление парогазовых турбин на теплоэлектростанциях (ТЭС) не войдет в первый этап модернизации энергомощностей при отсутствии гарантий Siemens увеличить локализацию этого оборудования.

Об этом сообщил журналистам глава «Газпром энергохолдинга» (ГЭХ) Денис Федоров.

«Если немецкая компания (Siemens) не даст нам гарантий, что они локализуют до требуемого уровня [парогазовые турбины] через 3 года, естественно, мы в первый этап [программы модернизации энергомощностей] газовые турбины подавать не будем», — сказал он.

Минэнерго по поручению президента РФ разработало проект постановления правительства, утверждающий механизм привлечения инвестиций в модернизацию тепловых электростанций. Документ предусматривает модернизацию до 2035 г. около 40 ГВт энергомощностей общей стоимостью не более 1,35 трлн рублей. Новая программа модернизации энергомощностей гарантирует энергетикам возврат инвестиций с доходностью, норма которой еще не утверждена. Но одним из условий отбора в программу проектов является высокая степень локализации энергетического оборудования.

В настоящее время документ еще не подписан в правительстве, но ранее министр энергетики РФ Александр Новак выразил надежду, что постановление, утверждающее механизм привлечения инвестиций в модернизацию тепловых мощностей, выйдет в конце декабря — начале января. Планируется, что в первый этап отбора, который должен быть проведен в 2019 году, войдут проекты на 11 ГВт с вводом в 2022—2024 годах.

Локализация вместо разработки

Федоров в очередной раз напомнил, что, по его мнению, в России надо заниматься повышением уровня локализации парогазовых турбин, так как на разработку собственной технологии уйдет много времени, что не позволит включить реконструкцию газотурбинного оборудования на действующих электростанциях в программу модернизации.

«Локализация очень хороший и правильный шаг. Не нужно отказываться и от разработки собственной газовой турбины, но это явно не вопрос трех лет, и не вопрос, возможно, установки этой турбины в режиме ДПМ (договор предоставления мощности)», — сказал Федоров.
«Я не верю, что за три года любая российская компания без иностранного партнера сможет произвести собственную газовую турбину», — добавил он.

Федоров подчеркнул, что в целом ГЭХ готов сотрудничать с любыми компаниями — производителями парогазового оборудования, но при соблюдении ряда условий, в том числе по уровню локализации и цене.

«Мы готовы закупать газовые турбины у тех, кто будет выполнять требования. Мы абсолютно толерантно относимся, будет ли это GE, будет ли это Siemens, будет ли это производство „Силовых машин“. Главное, чтобы эти турбины были, отвечали требованиям, которые правительство к ним предъявляет, чтобы они работали и укладывались в те ценовые значения, которые сейчас существуют», — пояснил он.

Планы компании

Глава ГЭХ не раскрыл планы по объему предполагаемых к включению в первый этап программы модернизации мощностей, но отметил, что на первом этапе компания рассчитывает на модернизацию паросилового оборудования. При этом при включении проектов в программу будет делаться ставка на повышение эффективности станций.

Так, на Ставропольской и Сургутской ГРЭС ГЭХ планирует совершить переход с паросилового на парогазовый цикл.

«На конденсационных станциях мы придерживаем, что модернизацию надо проводить с увеличением КПД. На блоках, работающих с теплофикационной нагрузкой — „Мосэнерго“ и ТГК-1, конечно же, это замена паросиловых на парогазовые турбины», — сказал Федоров.

Согласно стратегии ГЭХ, минимальная мощность проектов для включения в программу модернизации составляет 3 тыс. МВт, максимальная — 7 тыс. МВт.

«Я думаю, что если мы будем в середине — 5−5,5 тыс. МВт — мы довольны будем», — сказал он.