«РусГидро» хочет использовать турбины СП «Интер РАО» и GE для модернизации ТЭС в ДФО

Правительство может позволить «Русским газовым турбинам» (РГТ – СП «Интер РАО» и американской GE) поставить партию локализованных по лицензии GE турбин фрейма 6F.03 для проектов нового строительства ТЭС «РусГидро» на Дальнем Востоке, говорят собеседники газеты. Об этом вице-премьера Юрия Борисова в начале февраля попросил глава «РусГидро» Николай Шульгинов (копия письма есть у издания). Вопрос несколько раз выносился на уровень правительства и, вероятно, в ближайшее время будет решен положительно, отмечают собеседники.

«РусГидро» планирует поставить новые газотурбинные установки (ГТУ) для строительства Артемовской ТЭЦ-2 (420 МВт, ввод в 2026 году), Якутской ГРЭС-2 (154 МВт, ввод в 2025 году) и Хабаровской ТЭЦ-4 (328 МВт, ввод в 2025 году). Таким образом, если проект Артемовской ТЭЦ-2 всё же будет не угольным, как предполагалось исходно, а газовым, «Интер РАО» может поставить «РусГидро» от 6 до 11 машин 6F.03 мощностью по 77 МВт. В среднем по рынку одна такая турбина стоит около $30 млн, но цена также будет зависеть от условий лицензионного соглашения с GE. Кроме того, при заказе большой партии производители обычно делают скидку, отмечают собеседники среди машиностроителей. Заказ на турбины должен быть размещён в четвёртом квартале 2020 года. При реконструкции ещё одного объекта на Дальнем Востоке – Владивостокской ТЭЦ-2 – планируется сохранить технологию паросилового цикла.

В «РусГидро» подтвердили, что такой вариант обсуждается, в «Интер РАО» и Минэнерго вопрос не комментировали. В аппарате вице-премьера Юрия Борисова не ответили.

Николай Шульгинов обосновывает выбор оборудования тем, что генерация на Дальнем Востоке расположена крайне разрозненно, поэтому оптимальный диапазон единичной мощности ГТУ должен находиться в пределах 75–85 МВт: использование ГТУ большей мощности ограничено условием обеспечения надёжности энергосистем, меньшей – приводит к росту стоимости. Таким образом, по мнению г-на Шульгинова, требованиям соответствуют только турбины РГТ, установка же экспериментальных образцов турбин «Силовых машин» (на 65 МВт) и ОДК (на 110 МВт) в ДФО повышает риски нарушения энергоснабжения потребителей.

Но сейчас уровень локализации 6F.03 составляет около 30%, пишет г-н Шульгинов со ссылкой на информацию производителя. Правительство же требует от генкомпаний с 2022 года устанавливать только турбины с локализацией не менее 90% (в соответствии с постановлением 719). В то же время требование относится к оптовому энергорынку, куда Дальний Восток не входит.

Требования к уровню локализации для ДФО ещё не разработаны – по словам источника, они будут обсуждаться индивидуально в зависимости от сроков ввода объектов. Николай Шульгинов пишет, что достичь 90% локализации к 2022 году «не сможет ни один отечественный производитель», и поэтому просит согласовать использование турбин РГТ на Дальнем Востоке «в порядке исключения».

В «РусГидро» сообщили, что турбины РГТ «уже апробированы в РФ, подходят компании по мощности, поэтому «РусГидро» действительно обратилось в правительство за разрешением на их применение и надеется на положительное решение, после чего начнётся переговорный процесс об условиях их поставки». В Минпромторге заявили, что по итогам совещания у вице-премьера Юрия Борисова 17 июня принято решение согласиться с предложением «Интер РАО» и «РусГидро» о применении ГТУ типа 6F.03 с уровнем локализации 55% на Черепетской ГРЭС и на генерации в ДФО. По мнению министерства, вносить изменения в 719-е постановление не требуется.

По данным газеты, план локализации турбины 6F.03 предусматривает поэтапную полную локализацию до конца 2025 года. При этом уровень локализации машины к первому кварталу 2023 года, когда предположительно должна будет начаться поставка оборудования, будет составлять не менее 55%. В «Интер РАО» заявили, что эти цифры не соответствуют действительности.

Старший аналитик Центра энергетики МШУ «Сколково» Юрий Мельников полагает, что одного только заказа от «РусГидро» не хватит для окупаемости инвестиций в локализацию турбин – для этого нужен выход на рынок модернизации старых ТЭС. Но тогда, считает он, только ограничений по локализации будет недостаточно, придётся создавать стимулы для конкуренции проектов глубокой модернизации ТЭС с использованием ГТУ, которые сейчас почти не побеждают в отборах.

Коммерсант