«Нужна на 100% национальная энергосистема, которую нельзя выключить»

«Нужна на 100% национальная энергосистема, которую нельзя выключить»

Замглавы Минпромторга Василий Осьмаков о том, зачем Россия отказывается от импорта турбин

На фоне громкого скандала с перепоставкой газовых турбин Siemens в Крым правительство вспомнило о технологическом отставании страны в энергетическом машиностроении. Кто заменит в России Siemens и GE, “Ъ” рассказал замглавы Минпромторга Василий Осьмаков.

— В мире спрос на газовые турбины большой мощности падает. Почему эта технология востребована в России?

— В силу того, что газ занимает ключевое место в нашем энергобалансе, газовые турбины и газовый цикл будут опорными при модернизации энергетики. Программа модернизации включает достаточные объемы газовой генерации, чтобы начинать проекты по локализации. Из-за специфики топливно-энергетического баланса технологическая логика развития нашей энергетики все равно будет несколько отличаться от тех стран, где упал спрос.

— Почему разработкой мощных турбин не занимались во время первого инвестцикла 2008–2015 годов, когда спрос на них был выше?

— Наши коллеги из Минэнерго часто говорят, что нужно не повторить тех ошибок, которые были допущены в первой программе ДПМ (договоры на поставку мощности, по которым строили новую генерацию в 2008–2015 годах.— “Ъ”). Действительно, в то время были другими и экономика, и конъюнктура, и приоритеты. Главной задачей первой программы ДПМ стало обеспечение энергобезопасности, обновление устаревших мощностей. Нужно было обкатать новый механизм, посмотреть на его эффективность. Темы локализации и «российскости» не стояли на первом плане.

Кроме того, когда рынок был глобальным и открытым, риски от реализации таких проектов оставались для коммерческих компаний слишком большими. В итоге локализация, которая проводилась в то время, была на минимально достаточном уровне. Чаще всего она касалась крупных корпусных деталей, которые дорого и тяжело ввозить в РФ. Какие-то сложные элементы, вроде лопаток турбин, вообще производят всего лишь несколько компаний в мире. Сейчас же сложилось несколько факторов, связанных с необходимостью обеспечения безопасности российской энергетики, ее технологической независимости и желанием отдельных рыночных игроков поучаствовать в этом производстве.

Первые машины у нас могут выйти к 2022–2023 году, а окупаемость по таким проектам вообще возникнет к концу следующего десятилетия. Промышленность РФ по сути только сейчас начинает работать с такими длинными инвестциклами.

— В каких параметрах согласована «дорожная карта» по разработке российской линейки мощных газовых турбин?

— Три турбины в диапазонах 40–80 МВт, 100–130 МВт, 150–190 МВт. Речь идет о полном цикле — от разработки документации до начала серийного производства, создания инфраструктуры сервиса турбин. Сейчас мы на этапе выбора и организации пилотных площадок для внедрения опытных образцов турбин.

В той же «дорожной карте» предусмотрено решение задач по стимулированию спроса на российское оборудование. В частности, мы вносим изменения в 719-е постановление «О подтверждении производства промпродукции на территории РФ», там содержится перечень конкретных критически важных технологических операций и узлов. Принято принципиальное решение, что оборудование для программы модернизации должно быть на 100% российским. Это не значит, что в России должно производиться все, от последнего болта до хай-тека. В постановлении по модернизации будет ссылка, что оборудование должно соответствовать 719-му постановлению. У нас была большая дискуссия с коллегами из Минэнерго на тему того, какие нужно создать преференции для российского опытного оборудования.

— Когда начнется серийное производство?

— По оптимистичным оценкам, говорить о серии можно будет примерно через три-четыре года.

— Кто готов заняться локализацией на 100%?

— Проектов по локализации на самом деле достаточно много. Игроки разные — «Силовые машины», «ОДК-Сатурн», «РЭП Холдинг».

— Откуда у каждого из этих игроков финансирование?

— У них свое финансирование.

— У «Силовых машин» не совсем свое: компания просила госсубсидий.

— Задача сейчас в том, чтобы стать интегратором, выпускать конечный продукт. Это требует допфинансирования государства. Мы стараемся сложить кооперацию по производству турбин, где фактически каждый игрок может взять на себя эту роль. Как раз сейчас идет переговорный процесс в рамках «дорожной карты».

— Какой ряд турбин хочет локализовывать «РЭП Холдинг» и на чьей базе? С Mitsubishi Hitachi Power Systems?

— Я бы не хотел комментировать за коллег их планы.

— Что вы имеете в виду под пилотными площадками?

— Прежде всего, освобождение от штрафов за задержку ввода объектов и простой.

— Полное?

— Это обсуждается сейчас с Минэнерго.

— Как это отразится на надежности энергосистемы?

— В этом и состоит дискуссия с Минэнерго — какой именно объем может быть пилотным, чтобы энергосистема не пострадала.

— И какой же?

— До 1,4 ГВт. Это достаточно сложный узел из требований локализации с одной стороны, софинансирования — с другой и максимально преференциального режима для российских игроков — с третьей. Такого никто никогда раньше не делал. И кстати, одна из причин, почему при ДПМ не было локализации,— никто не захотел брать на себя потенциальный штраф. Например, станция мощностью 1 ГВт встала и платит штраф. Предположим, там пять критически важных узлов, происходит мультипликация рисков, потому что генератор транслирует эти риски каждому поставщику. И получается, что на «железке», которая стоит 10% от станции, может оказаться весь риск за ее простой. Такая диспропорция привела к тому, что в первых ДПМ никто в это не ввязывался.

Нужен либо свой очень большой ресурс, чтобы начинать инвестировать, либо преференциальные пилотные зоны для того, чтобы все это запускалось. Мы понимаем все граничные условия — тариф не должен выходить за инфляцию, система должна быть надежной — и на пересечении всего этого пытаемся сформулировать решение. Минэнерго в целом с нами согласно.

— Почему нет идеи привлекать страховой рынок?

— Это очень рыночно, правильно и красиво, но нет страховщиков, которые работают с такими технологическими рисками. Поэтому пошли по пути прямого субсидирования затрат на производство оборудования. В энергетике из-за того, что это достаточно централизованная отрасль, где есть механизмы ДПМ, мы пытаемся отыграть управление риском на регуляторике, которая формирует рынок.

— Как вы оцениваете емкость рынка турбин для модернизации?

— Потребность в больших газовых турбинах до 2035 года может составить до 10 ГВт, что соответствует примерно 100 единицам. Это оценка Минэнерго с учетом необходимого вывода оборудования по достижению нормативного паркового ресурса.

— На тестовых отборах было заявлено восемь машин.

— Это плавающая история. В зависимости от того, какое выйдет постановление по локализации, генераторы будут понимать периметр контрагентов, с которыми они будут работать, и суть рисков при реализации проектов. Поэтому любые предварительные отборы носят условный характер.

Тут тоже есть один интересный нюанс: парогазовый цикл будет существенно более интересен, чем паросиловые блоки. И если бы не было ограничений с точки зрения регуляторики, получился бы условный ДПМ, когда на рынке было много иностранных газовых турбин. Это имеет свои последствия, связанные с тем, что иностранные поставщики закладывают основную выручку в сервис и он становится золотым. Очень много энергокомпаний столкнулись с рисками после скачков валюты.

— Снижение объемов первого отбора с 12 ГВт до 3 ГВт, которого просили у вице-премьера Дмитрия Козака металлурги, создаст дополнительные риски?

— Безусловно, залповый отбор формирует более долгосрочное понимание по спросу. Но сейчас идут дополнительные дискуссии о необходимости его снижения.

— Какие производственные площадки рассматриваются для кооперации?

— Об этом преждевременно говорить. Предприятие может быть лидером по всей программе, но субподрядчики по проекту локализации могут оказаться другими. Это по ходу дела будет определяться. Мы очень рассчитываем, что будут станции с российскими турбинами в первом отборе, но поиск кооперации под них начнется после того, как будет выигран конкурс.

— Siemens подтверждал вам готовность локализовать оборудование на 100%?

— Они нам сообщали про готовность максимальной локализации, до 100%, и нормативно-правовая база под это в принципе сформирована. Но нам нужна именно полноценная локализация, при которой в любой форс-мажорной ситуации будет возможно производить и развивать данные компетенции на территории РФ. Речь идет о передаче рабочей конструкторской документации, интеллектуальных правах, наличии серверов не за рубежом, а в России.

Для Siemens это не вопрос инвестиций, и коллеги пока решения не приняли. Когда они говорят про 100-процентную локализацию, то имеют в виду в основном металлообработку, а мы говорим про sophisticated-подход. Тут какая последовательность? Энергетики говорят: нам нужна на 100% национальная энергосистема, стабильная и безопасная, которую нельзя выключить, а для этого нам нужно российское оборудование. Что такое российское оборудование, которое отвечает задаче энергетиков? То, которое находится в российской юрисдикции, под полноценным контролем. Вот и вся цепочка, она достаточно проста.

— При таких условиях сотрудничество Siemens и «Силовых машин» в рамках их СП может вписаться в программу модернизации?

— Я не могу комментировать частные взаимоотношения компаний. Мы говорим о принципах, о регуляторике, которую создаем.

— С американской GE были переговоры?

— Мы со всеми игроками ведем переговоры.

— Они не говорили о готовности локализации?

— Нет. Пока все ждут решения по проекту модернизации и 719-му постановлению. Когда начнутся отборы и требования будут сформулированы, думаю, мы будем иметь много сеансов общения.

— Как распределятся 7 млрд руб., выделенных бюджетом на разработку российских турбин? Они целевым образом уйдут «Силовым машинам»?

— Эти средства пойдут на «субсидирование затрат на НИОКР в рамках программы производства газовых турбин большой мощности».

— То есть если у «Силмаша» будет сотрудничество с Объединенной двигателестроительной корпорацией «Ростеха», например, по горячей части, то и она может получить часть этого финансирования?

— Конечно. Это может быть кооперация. Скорее всего, мы проведем некий отбор головного игрока, который будет создавать сами турбины, а дальше под этот конкурс сложится кооперация.

— Когда планируете провести конкурс?

— В первом квартале 2019 года.

— Какой будет удельный CAPEX российских турбин?

— На базе российских решений они сопоставимы, по нашим оценкам, с иностранными производителями.

— Стоимость за 1 МВт можете сказать?

— Это еще обсуждается.

— А сервис?

— На сервисе мы как раз выигрываем по цене, так как говорим про локализацию всего жизненного цикла.

— Планируется ли локализация турбин на 70 МВт для заводов по сжижению газа?

— Мы сейчас в большей степени говорим про энергетику, в производстве СПГ рынок меньше. При этом «дорожной картой» предусмотрено создание турбины 65 МВт. Она подойдет и для СПГ-проектов.

— Но рынок СПГ будет расти, и спрос увеличится.

— СПГ — это большое количество проектов до 2035 года в разной степени готовности, у разных игроков, с более расплывчатыми параметрами. Энергетика — достаточно жестко регулируемый государственный сегмент. В случае с СПГ нельзя гарантировать спрос, там более рыночная конструкция. Как крупнейшие СПГ-производители говорят со своими лицензиарами, так оно и будет. Здесь существенно меньше пространства для госполитики.

— Будут ли еще ужесточаться требования по локализации оборудования для ветровой и солнечной генерации?

— По ветру, на наш взгляд, сформированы вполне достаточные требования. По солнцу мы уже достигли максимального уровня локализации, все работает, не видим необходимости здесь что-то менять.