Машиностроители вошли в зону турбинолентности

Машиностроителям вновь придется корректировать планы по установке российских газовых турбин большой мощности. По данным “Ъ”, правительство хочет заново пересмотреть условия проведения конкурса по строительству ТЭС на этих турбинах: по предложению Минэнерго, CAPEX турбин средней мощности на 60–80 МВт может вырасти на 36%, до 100 тыс. руб. за 1 кВт, но одновременно предлагается снизить общий объем конкурсного отбора с 2 ГВт до 1,5 ГВт. Но сокращение квоты не устраивает Минпромторг, поскольку ставит под вопрос рентабельность локализации таких турбин в РФ.

Фото: Александр Коряков, Коммерсантъ

Правительство намерено опять поменять условия проведения конкурсного отбора проектов с установкой локализованных газовых турбин большой мощности (ГТБМ) на российских ТЭС. В частности, Минэнерго предложило увеличить предельный CAPEX для проектов с турбинами средней мощности (65–80 МВт) с 73,437 тыс. до 100 тыс. руб. за 1 кВт. Но при этом общая квота отбора может быть сокращена с 2 ГВт до 1,5 ГВт, утверждают источники “Ъ”, знакомые с итогами совещания у вице-премьера Александра Новака в середине февраля.

РФ хочет создать нишу для российского энергооборудования одновременно с запуском программы модернизации ТЭС, один из основных ее критериев — высокий уровень локализации ГТБМ. Единый отбор проектов инновационных турбин на 2026–2028 годы должен был пройти еще в 2020 году, но несколько раз переносился, новую дату в Минэнерго пока не называют. Сейчас своих технологий выпуска ГТБМ у России нет. Попыткой реанимации российской ГТД-110М занимается консорциум «Роснано», «Интер РАО» и ОДК «Ростеха». Проектами турбин на 65 МВт и 170 МВт самостоятельно занимаются «Силовые машины». «Интер РАО» совместно с GE на базе «Русских газовых турбин» планирует углублять локализацию машин 6F.03 и GT13E2 (до 210 МВт).

Изменения предельного CAPEX, как поясняют собеседники “Ъ”, будут распространяться на турбину «Силовых машин» мощностью 65 МВт.

При этом машину 6F.03 (около 80 МВт), лицензию на которую «Интер РАО» собирается приобрести у американской GE, послабления не затронут, поскольку она «пока не локализована». В «Интер РАО» от комментариев отказались, в «Силовых машинах» “Ъ” не ответили.

В Минэнерго эту информацию подтвердили, уточнив, что на отборе проектов для машин мощностью 100–190 МВт будет выделена отдельная квота объемом 1,3 ГВт при прежнем CAPEX 73,4 тыс. руб. за 1 кВт, для менее мощных машин конкурсная квота составит 210 МВт. Решение о снижении конкурсного объема в министерстве объяснили необходимостью «снижения стоимостной нагрузки на рынок и поддержки при этом отечественного энергомашиностроения».

На совещании у вице-премьера против снижения квоты выступал Минпромторг, отмечая, что в этом случае у многих предприятий исчезнут стимулы к локализации. В министерстве “Ъ” пояснили, что согласны с новыми предельными капитальными затратами, «принимая во внимание необходимость ограничения нагрузки на потребителей», но предлагают увеличить объем конкурса до 1,77 ГВт. Так, 1,57 ГВт будут предназначены для турбин мощностью более 100 МВт, при этом у турбин 100–130 МВт и 150–190 МВт квота не должна будет превышать 920 МВт для каждого типоразмера (у Минэнерго турбины от 100 МВт относятся к одному типоразмеру). Еще 200 МВт Минпромторг предлагает выделить для отбора турбин мощностью менее 100 МВт. Таким образом, по оценке Минпромторга, машиностроители смогут поставить десять ГТБМ с необходимой конкуренцией между генкомпаниями.

В «Сообществе потребителей энергии» считают, что задача по созданию технологий в интересах развития экономики «превратилась в очередную дележку нерыночных сборов с потребителей энергии».

По оценке Владимира Скляра из «ВТБ Капитала», общие расходы на программу обкатки инновационных турбин при достижении предельных цен на отборе составят 115 млрд руб., что на 18% ниже первоначальных параметров. Ежегодный платеж за мощность он оценивает в 30 млрд руб. без учета индексации программы на инфляцию. Нагрузка на конечного потребителя — 0,5% (0,4% от больших турбин, 0,1% — от средних) против 0,6% в первоначальной программе.

Обычно при повышении единичной мощности ГТУ на станции (при прочих равных) ее удельная стоимость снижается, отмечает старший аналитик центра энергетики МШУ «Сколково» Юрий Мельников. В основном это связано со стоимостью инфраструктуры и инженерных систем станции, а не самих турбин. В то же время разница в CAPEX между ГТУ 60–80 МВт и 100–190 МВт может оказаться крайне незначительной, отмечает он. «Можно предположить, что планка затрат в 73 тыс. руб. за 1 кВт оказалась недостижимой ни с теми ни с другими турбинами. Сторонники повышения этой планки могли использовать аргумент про эффект масштаба, чтобы снизить риски хотя бы для турбин диапазона 60–80 МВт, тем более что именно в этом диапазоне находятся перспективные ГТУ "Силовых машин" или "Русских газовых турбин"»,— полагает аналитик.