Выведем наши газовые турбины на мировой уровень

Выведем наши газовые турбины на мировой уровень

28 марта 2022

Материал опубликован в № 3 корпоративного журнала «Газпром», автор — Александр Фролов

На вопросы журнала отвечает генеральный директор ООО «Газпром энергохолдинг» (ГЭХ) Денис Федоров

Прошлый год оказался уникальным для российской электроэнергетики двумя пиками потребления вместо традиционного одного — зимнего. Летом были установлены рекорды спроса на мощность. Как это отразилось на деятельности ГЭХ и готовитесь ли вы к повторению летнего пика в 2022-м?

Наши электростанции (особенно расположенные на юге России) были загружены на рекордном уровне. В целом в 2021 году выработка электроэнергии Группой «Газпром энергохолдинг» составила 142 млрд кВт‧ч (на 12% больше показателя 2020 года). Отпуск тепла с коллекторов в 2021 году достиг 129 млн Гкал (рост на 16%). Динамика производственных показателей обусловлена не только ростом спроса на электроэнергию, но и более низкими температурами наружного воздуха в регионах присутствия компаний Группы.

Динамика производственных показателей ГЭХ 2020–2021 гг.

Установленная электрическая мощность компаний Группы «Газпром энергохолдинг» по состоянию на 31 декабря 2021 г., ГВт

Я напомню, что высокий уровень спроса на электроэнергию в прошлом году также поддерживал экспорт электроэнергии, рост которого обеспечивался высокими ценами на европейских рынках.

Как два пика спроса на электроэнергию, если они становятся нормой, скажутся на российской энергетической отрасли?

Два годовых пика потребления — это вызов и для электроэнергетики, и для добывающих отраслей. Обычно в летний период мы спокойно выводили часть генерирующих мощностей на ремонты, пользуясь периодом пониженного спроса. Теперь мы пересматриваем свои ремонтные программы, чтобы захватить часть зимы и осени. У нас хорошо выстроено взаимодействие с Системным оператором и «Россетями», поэтому сложностей ни у нас, ни у наших потребителей возникнуть не должно.

Вне ДПМ

Какие проекты ГЭХ реализовал в прошлом году?

Самым значимым для нас проектом прошлого года стал ввод в эксплуатацию Свободненской ТЭС (электрическая мощность 160 МВт, а тепловая — 249 Гкал/ч) в Амурской области. Это первый крупный проект Группы, реализованный вне рамок договоров о предоставлении мощности (ДПМ). Основная задача этой станции — обеспечивать Амурский газоперерабатывающий завод тепловой энергией (паром) и электроэнергией.

В ходе строительства широко использовано отечественное оборудование, включая основное: три паровых энергетических котла, две паровые энергетические турбинные установки, единая цифровая система контроля и управления. Мы завершили строительство всего за два года. Это очень быстро, учитывая сложные природно-климатические условия, особенности геологического строения площадки под ТЭС, ее удаленности от заводов — изготовителей оборудования, а также ограничения в связи с коронавирусной инфекцией.

Кроме того, ГЭХ в прошлом году выполнил первый в стране проект в рамках новой государственной программы в энергетике (так называемой КОММод — конкурентного отбора мощности проектов модернизации). На Автовской ТЭЦ в Санкт-Петербурге модернизирован турбоагрегат № 7, вспомогательное оборудование и инженерные системы. Генератор оснащен воздушной системой охлаждения, а обновленная турбина — современной автоматизированной системой управления. Электрическая мощность на этом этапе реконструкции увеличена с 97 до 116,4 МВт, а тепловая нагрузка — со 174 до 188,4 Гкал/ч. Все новое оборудование — российского производства.

Отдельно замечу, что в ходе работ на Автовской ТЭЦ впервые масштабно использовали технологии информационного моделирования. С помощью лазерного сканирования и аэрофотосъемки была создана максимально точная 3D-модель модернизируемого оборудования. Она использовалась при выработке всех технических решений по проекту и его элементам, от крупногабаритного оборудования до детальной трассировки трубопроводной обвязки. Это позволило реализовать технически сложный проект точно в установленные сроки, без финансовых потерь и без остановки производственного процесса. Весь период реконструкции станция продолжала снабжать потребителей электричеством и тепловой энергией.

Мы продолжаем реализовывать и стратегию вывода неэффективного генерирующего оборудования. По итогам 2021 года суммарно по ОГК-2 и ТГК-1 выведено 1157 МВт мощности. Это три блока на Череповецкой ГРЭС (630 МВт), один на Троицкой ГРЭС (485 МВт) и два турбоагрегата на Автовской ТЭЦ (42 МВт).

| | Выработка э/э, млрд кВт‧ч | Отпуск тепла, млн Гкал |
| --- | --- | --- |
| Группа ГЭХ | 142,1 | 129,2 |
| ПАО «Мосэнерго» | 62,0 | 89,2 |
| ПАО «ТГК-1» | 30,1 | 26,1 |
| ПАО «ОГК-2» | 49,8 | 5,3 |
| ООО «Свободненская ТЭС» | 0,1 | 0,1 |
| ПАО «МОЭК» | 0,0 | 7,1 |
| ООО «ТСК Мосэнерго» | 0,0 | 1,3 |

Источник: ГЭХ

Крупнейшая модернизация

Какие еще у компании планы в рамках КОММод?

Мы продолжаем участие в программе по модернизации генерирующих мощностей и программе модернизации с установкой инновационных газовых турбин. Они позволяют осуществлять гарантированный возврат инвестиций в обновление основного генерирующего оборудования.

В целом на данный момент в рамках этих программ успешно прошли отбор 22 объекта с датой начала поставки мощности в период с 2022 по 2027 года суммарной мощностью порядка 3,4 ГВт. Среди них 8 объектов «Мосэнерго» (суммарная мощность 1,4 ГВт), 9 объектов ОГК-2 (1,5 ГВт) и 5 объектов ТГК-1 (0,5 ГВт). Наши проекты занимают 27% от общего количества проектов КОММод. А в рамках проектов модернизации с установкой инновационных газовых турбин, в условиях конкуренции, «Газпром энергохолдинг» занял всю квоту, приходящуюся на газовые турбины среднего диапазона мощности. Это два проекта парогазовых энергоблоков на Новочеркасской ГРЭС.

По всем отобранным объектам в настоящее время либо уже заключены договоры на поставку основного оборудования, либо договоры находятся в высокой степени готовности для подписания. Поставляемое оборудование соответствует требованиям по локализации, которые к нему предъявляются.

В течение 2022 года Минэнерго России планирует внести изменения в правила отбора в части создания стимулов для модернизации в большем объеме теплофикационного оборудования (ТЭЦ), а также перевода части оборудования на парогазовый цикл.

В настоящее время мы продолжаем просчитывать перспективные проекты и планы относительно дальнейшего участия в механизме модернизации не меняем. Рассчитываем, что для будущих конкурентных отборов будут корректно актуализированы типовые затраты в соответствии с реальным изменением стоимости оборудования.

Какие производственные планы у компании на 2022 год?

Несмотря на позитивные тенденции начала года мы сейчас придерживаемся прогнозов, которые утверждены в бизнес-планах: выработка электроэнергии по Группе — 139,5 млрд кВт‧ч, тепловой — 120,3 млн Гкал. Как видите, они очень близки к результатам 2021 года.

В 2022 году запланированы выводы неэффективного оборудования на ТЭЦ-20 (125 МВт) и ГРЭС-3 (514 МВт) «Мосэнерго».

В настоящее время в целях диверсификации деятельности на территории России «Газпром энергохолдинг» осуществляет реализацию проектов альтернативной энергетики. По результатам отбора проектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии, в отношении которых продажа электрической энергии (мощности) планируется на розничных рынках, реализуется проект ветроэлектростанции Вистино установленной мощностью порядка 25 МВт в стратегическом для Группы регионе — Ленинградской области.

Остается ли, на ваш взгляд, до сих пор актуальной проблема вывода из эксплуатации устаревших генерирующих мощностей?

Сложности с выводом из эксплуатации оборудования могут быть связаны исключительно с замещающими мероприятиями. В рамках программы ДПМ совокупная мощность введенных объектов в стране составила 29,9 ГВт, при этом, по данным «Системного оператора», на ТЭС, участвовавших в программе, суммарно было выведено около 9,5 ГВт неэффективной генерации.

В последние годы мы наблюдаем очевидную тенденцию превышения темпов вывода над темпами ввода. По итогам проведенных конкурентных отборов мощности в 2020–2025 годах планируется вывести в России порядка 9,5 ГВт при вводе около 2,5 ГВт. Наши планы на период 2022–2028 годов — вывести из эксплуатации 2,1 ГВт устаревшей и неэффективной мощности.

Спорное качество угля

У «Газпром энергохолдинга» есть угольные электростанции, а уголь сегодня крайне востребован на зарубежных рынках, где цены бьют рекорды (недавно цена 1 тонны достигала 400 долларов). Не возникают ли на этом фоне проблемы с поставками угля для потребителей на внутреннем рынке?

Проблема поставок угля на российский рынок существовала всегда, она касалась и электростанций, и муниципальных котельных. Сейчас проблема обострилась в связи с ростом цен на зарубежных рынках. Некоторые компании позволяют себе отправлять на российские электростанции низкокачественный уголь (с высоким содержанием серы и других вредных веществ).

Разумеется, речь не идет обо всех компаниях. Мы сотрудничаем с большим количеством ответственных поставщиков. Но проблема все равно присутствует. А так как она носит со стороны ряда поставщиков хронический характер, государству необходимо использовать доступные механизмы регулирования угледобывающей отрасли, чтобы усилить энергобезопасность страны.

Мы обеспечиваем наши склады необходимыми запасами угля. Однако из-за некоторых поставщиков нам приходится на ряде станций жечь «землю», то есть качество топлива оказывается существенно ниже проектных значений, и нам приходится дожигать уголь газом или мазутом.

Как боретесь с этим?

Накладываем штрафные санкции, возвращаем некачественное топливо. Но я еще раз подчеркну, что не все компании, с которыми мы сотрудничаем, позволяют себе работать недобросовестно. Например, среди ответственных поставщиков я выделю компанию «Русский уголь».

А какими еще методами можно справиться с подобного рода ситуацией?

Возьмем для примера Новочеркасскую ГРЭС (Ростовская область). Эта электростанция часто сталкивается с поставками некачественного угля. К 2027 году мы планируем реализовать на ней два проекта строительства парогазовых энергоблоков с использованием российских газовых турбин. Это моноблок 165 МВт и дубль-блок 324 МВт на базе инновационной газовой турбины ГТД-110М производства «ОДК-ТБМ» (входит в «Ростех»).

В результате на станции появится возможность вывести из эксплуатации хронически убыточные угольные блоки и ввести два высокоэффективных парогазовых энергоблока общей мощностью 489 МВт. Вместе с тем мы значительно сократим выбросы вредных веществ в атмосферу.

В государственной программе производства российских газовых турбин участвует наша компания (в партнерстве с «ОДК»).

Безальтернативность мазута

Есть ли какие-то сложности с поставками мазута?

С поставками мазута у нас нет сложностей. Но возникает диспропорция между закупочной ценой у поставщиков и ценой, заложенной в тарифе на тепло. Если в начале прошлого года мы покупали этот вид топлива по 8–10 тыс. рублей за тонну, то в конце 2021 года он уже стоил 30 тыс. рублей за тонну.

Мы обращались в Федеральную антимонопольную службу, чтобы она ввела государственное регулирование цен на мазут, который поступает на предприятия, занимающиеся теплоснабжением, на уровне затрат, учтенных в тарифе. Например, в Мурманской области в тарифе учтены затраты на мазут в размере 13–14 тыс. рублей за тонну, наши выпадающие доходы (из-за разницы между условной и реальной ценой) составили 2 млрд рублей. Это касается только Мурманской ТЭЦ. И эти выпадающие доходы должны быть компенсированы. Мы обращались в Правительство РФ с соответствующей просьбой, но пока четкого ответа не получили. Потребители в России не должны зависеть от колебаний цен на топливо на мировом рынке или же разница должна компенсироваться федеральными или региональными органами власти.

По нашему предложению о регулировании цен, к сожалению, ответ пока тоже носит формальный характер. Хотя на нужды теплоснабжения направляются относительно небольшие объемы мазута. Мурманская ТЭЦ — это крупнейший потребитель данного вида топлива в нашей стране. На ее потребности необходимо всего 300 тыс. тонн.

А если спросить с точки зрения населения: почему же вы не закупили достаточно мазута, когда он стоил дешево?

Мурманская ТЭЦ — это три котельные, расположенные в городе и снабжающие 75% потребителей Мурманска. Резервуары имеют ограниченный объем, и их расширение нецелесообразно в первую очередь с экологической точки зрения. Мы недавно реализовали экологический проект по строительству закрытых систем слива мазута, чтобы избавить жителей Мурманска от дискомфортного запаха в районах перелива топлива.

На фоне низких цен мы закупили максимально возможные объемы мазута. Но он используется в процессе работы котельных — и необходимо регулярно пополнять склады.

Новые принципы тарифообразования

Какие проблемы в области тепловой генерации вы бы выделили в качестве основных для ГЭХ?

Что касается тематики теплоснабжения, то деятельность в этой сфере является исключительно социально направленной, более того, сферой жизнеобеспечения, поэтому она жестко зарегулирована и зарегламентирована. Это значительно ограничивает инвестиционную привлекательность отрасли с точки зрения реализации масштабных проектов реконструкции и модернизации.

Риски даже для таких крупных инвесторов, как «Газпром энергохолдинг», очень велики. Действующая нормативная база в части регулирования тарифов и инвестиционной деятельности не предусматривает никакой гибкости. Новая модель рынка теплоснабжения («Альтернативная котельная») ставит в одни и те же условия и потенциальных инвесторов, и организации, вынужденно занимающиеся теплоснабжением (ведомственные котельные), и не планирующих никаких инвестиций в сферу теплоснабжения (котельные застройщиков), не учитывает ряд региональных особенностей.

В связи с этим «Газпром энергохолдинг» уже неоднократно предлагал внедрять новые принципы тарифообразования — регуляторные соглашения. Основной принцип соглашения — тарифная формула взамен калькуляции расходов. Формула может быть основана на принципах регулирования предельной цены («альткотельная»), на принципах эталонных затрат, на индексации сложившейся величины и на любых других принципах, которые будут обеспечивать бессрочное и безусловное сохранение любой экономии, достигаемой в рамках деятельности по теплоснабжению, за ресурсоснабжающей организацией (РСО) при встречной ответственности за надежность, энергоэффективность и развитие.

Только этот принцип гарантирует заинтересованность РСО в повышении энергетической эффективности технологического процесса, в оптимизации потребления энергоресурсов у потребителей и смежников.

По-прежнему остается проблемой платежная дисциплина потребителей тепловой энергии, а противоречивая правоприменительная практика и несоответствия отраслевого и жилищного законодательства только усугубляют ее.

Ожидаете ли вы решения проблемы перекрестного субсидирования и в какой форме?

Производители электроэнергии несут бремя перекрестного субсидирования на оптовом рынке через механизм регулируемых договоров (РД) купли-продажи электроэнергии (мощности). В настоящее время помимо населения и приравненных к ним категорий потребителей по РД покупают электроэнергию отдельные регионы России (все регионы Северо-Кавказского Федерального округа (кроме Ставропольского края), Республика Тыва, а с 2018 года Республики Бурятия и Карелия).

Что касается объема перекрестного субсидирования по регулируемым договорам, то, например, субсидирование только Северного Кавказа ежегодно составляет порядка 10 млрд рублей выручки, недополученной производителями электроэнергии на оптовом рынке.

В логике реформирования электроэнергетического рынка предполагалось, что объем электрической энергии (мощности) по РД будет снижаться, с достижением 100 % либерализации. Однако сроки либерализации уже переносились на пять лет, первоначально она должна была начаться еще в 2018 году.

На текущий момент Федеральным законом «Об электроэнергетике» установлено, что объем поставки по регулируемым тарифам в вышеуказанных регионах должен начать снижаться с января 2023 года.

Мы рассчитываем, что с учетом предпринимаемых Правительством мер по оздоровлению ситуации с платежной дисциплиной в регионах Северо-Кавказского округа, в том числе в рамках разрабатываемых программ устойчивого экономического развития предприятий энергетики жилищно-коммунального хозяйства регионов, установленные законом сроки начала либерализации будут соблюдены.

Что касается субсидирования населения — мы пристально следим за обсуждением различных инициатив по приведению цены на электроэнергию к рыночной, но с учетом сложной экономической ситуации, связанной в том числе с распространением коронавирусной инфекции, объективно не видим в ближайшее время перспектив по решению данного вопроса.

Низкоуглеродная генерация

Как вы оцениваете предложение о введении платы (сертификатов) за выбросы СО2, лежащее в логике синхронизации налогового законодательства Евросоюза и стран — импортеров электричества? И как в этой же связи вы оцениваете решение Еврокомиссии по углеродному статусу атомной и газовой генерации?

Очевидно, что углеродное регулирование — один из ключевых механизмов достижения климатических целей, в том числе в рамках выполнения обязательств по Парижскому соглашению.

По нашему мнению, текущая концепция развития российской системы углеродного регулирования, основанная на экономическом поощрении и государственной поддержке проектов по сокращению выбросов, в полной мере способствует устойчивому развитию бизнеса. Решение о необходимости введения платы за выбросы CO2 должно приниматься с учетом тщательного анализа результатов экспериментального регулирования отдельных регионов. Я имею в виду Сахалинский эксперимент.

Признание Еврокомиссией атомных станций низкоуглеродными источниками энергии окажет положительное влияние на международную оценку углеродной интенсивности экономики России в целом. Однако для газовой генерации установлены весьма жесткие критерии для признания таких проектов «зелеными». Достижение целевых показателей по углеродоемкости таких проектов (100 г СO2 на кВт‧ч) с высокой долей вероятности существенно ухудшит возможности по реализации проектов газовой генерации в долгосрочной перспективе в ЕС. При этом в России, учитывая нашу природно-климатическую специфику, высокоэффективная газовая когенерация должна иметь устойчивые перспективы развития и быть признана низкоуглеродной.

«Они потеряют российский рынок»

Сейчас в России реализуется проект «Восточный полигон», в рамках которого планируется увеличить возможности по отгрузке угля на восточном направлении в два раза (до порядка 200 млн тонн в год). Европа пока не отказывается от угольной генерации, соответственно, роль Востока будет только усиливаться. Притом у РЖД есть большая программа по переводу подвижного состава с дизеля на электроэнергию. Вы уже работаете на Востоке России (Свободненская ТЭС). Не планируете принять участие в расширении БАМа и Транссиба?

Восточный полигон потребует строительства новых электростанций. Мы с коллегами из РЖД, «Полюс Золото» и АЛРОСА отрабатываем вопросы строительства большой газовой генерации для нужд Восточного полигона. В рамках этого проекта будет использоваться оборудование российского производства — от автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) до турбин и котельного оборудования.

Готово ли отечественное энергетическое машиностроение к решению таких масштабных задач?

Конечно, это серьезный вызов и не все сделано, что было запланировано в отечественном энергомашиностроении за последние годы. Мы знаем все узкие места и где-то самостоятельно, а где-то совместно с крупными российскими машиностроительными партнерами будем реализовывать те проекты, которые пока не выполнены.

Одна из главных задач — это реализация проектов по строительству новых парогазовых электростанций, использующих российские газовые турбины большой мощности. Как только заработают станции на российском оборудовании, у наших дверей выстроятся зарубежные партнеры, которые сразу забудут о санкциях и попросят возобновить сотрудничество.

Подобная ситуация уже складывалась в области автоматики, на поставки которой несколько лет назад накладывались санкции. Западные партнеры отказались давать нам доступ к своим АСУ ТП. В начале 2022 года мы ввели в эксплуатацию на ТЭЦ-27 («Мосэнерго») собственную АСУ ТП для газовой турбины мощностью 150 МВт. Эта система была установлена параллельно системе компании Siemens. Контроллеры производятся компаниями группы ГЭХ на территории России. Сейчас на отечественную автоматику переведены практически все паровые турбины, вторичное оборудование (градирни, насосы).

В этом году запустим нашу АСУ ТП на турбины 65 МВт, нами разработана автоматика для газоперекачивающего агрегата «Ладога-32». Наша АСУ уже используется не только на объектах ГЭХ, но и на объектах добычи и транспортировки газа «Газпрома». Некоторые зарубежные компании, поняв, что проект реализуется успешно, предлагали нам создавать СП на базе наших дочерних обществ, но их предложения оказались для нас неприемлемыми. Эти компании начинают понимать, что их оборудование к 2025–2027 годам будет практически полностью заменено. Их негибкая политика в отношении автоматизации приведет иностранные компании к полной потере российского рынка.

В дальнейшем такие процессы будут неизбежны для всех проектов в электроэнергетике и в других отраслях российской экономики.

Могут ли сейчас ваше оборудование отключить дистанционно?

Системы управления основными технологическими процессами на электростанциях работают в «островном режиме». Электростанции, работающие в структуре ГЭХ, не допускают внешнего воздействия на устройства автоматики. Росгвардия и ФСБ регулярно проводят проверки кибербезопасности наших объектов.

В качестве дополнительной меры защиты сейчас мы отключили обновления по всему программному обеспечению. Активно работаем над проектами импортозамещения иностранного программного обеспечения.

Каким параметрам будут отвечать российские парогазовые установки, если лучшие зарубежные показатели КПД (по электричеству) составляют порядка 65%?

На первом этапе мы ориентируемся на показатель 51–53%. На следующем этапе будем повышать КПД (в частности, за счет улучшения лопаток, повышения температуры в камере сгорания, повышения эффективности системы охлаждения, подбора новых видов металлов). Но электрический КПД не является ключевым фактором, который показывает эффективность работы блока. Наиболее важным показателем является коэффициент использования топлива. С учетом теплофикационного режима работы многих наших электростанций он достигает показателя в 85–86%. Но вопрос повышения электрического КПД на газовых турбинах средней и большой мощности является важным, и необходимо активно над этим работать нашим партнерам в энергомашиностроительном секторе.

Каков запас прочности у отечественного энергомашиностроения?

Даже если сегодня нам отключат все поставки всего возможного энергетического оборудования и программного обеспечения, мы сумеем обеспечить надежное электро- и теплоснабжение населения и промышленности в полном объеме. Это, несомненно, резко ускорит программу импортозамещения и приведет к потере нашими иностранными партнерами рынка энергетического оборудования навсегда.

Фото: «Газпром энергохолдинг», «ТЭК Мосэнерго»