Алексей Фаддеев
Фото Reuters
Развитие газовых турбин большой мощности (ГТБМ) в России – тема избитая. Предыдущая попытка освоения производства ГТБМ (здесь и далее учитываются турбины мощностью от 50 МВт) закончилась тем, что в 2008–2012 годах на тепловых электростанциях (ТЭС) было введено в строй пять турбин ГТД-110 разработки АО «Объединенная двигателестроительная корпорация» (ОДК), из которых три вскоре были выведены из эксплуатации. В тот период генерирующие компании предпочли использовать импортные турбины вместо российской, которая отличалась худшими характеристиками и множеством «детских болезней». Даже гигант энергомашиностроения – «Силовые машины» – отказался от выпуска турбин собственной разработки и перешел к сборке турбин компании Siemens.
Период активного внедрения зарубежных ГТБМ завершился к концу 2010-х годов (см. график) по мере завершения программы договоров поставки мощности (ДПМ), ввода «крымских» санкций и расширения требований по импортозамещению (например, в соответствии с постановлением правительства РФ от 17.07.2015 № 719). В результате еще в 2018 году «Силовые машины» возобновили работы по разработке своих ГТБМ (ГТЭ-65 и ГТЭ-170).
Импортозамещение начало давать результаты «в железе». В 2024 году впервые после перерыва была введена в строй отечественная ГТБМ – ГТД-110М на ТЭС «Ударная» (Краснодарский край). В 2025 году были отгружены первые ГТБМ производства «Силовых машин» (ГТЭ-170) на Каширскую государственную районную электростанцию (ГРЭС), группа «Интер РАО» заявила о планах разработки своих аналогов. При выполнении анонсированных планов в России появятся линейки конкурирующих ГТБМ с мощностями от 67 до 190 МВт.
Мировое производство
Разработка собственных ГТБМ – задача столь актуальная, сколь затруднительная. С одной стороны, ГТБМ крайне актуальны в газовой энергетике, поскольку их применение позволяет возводить два вида генерации:
– парогазовые установки (ПГУ), обладающие высоким КПД в сравнении с традиционными паросиловыми установками (ПСУ) (50–60% против 35–40%),
– газотурбинные установки (ГТУ), обладающие способностями к быстрому набору нагрузки.
В результате около 80% действующих и почти 90% строящихся газовых ТЭС в мире относятся к ПГУ или ГТУ (оценка Global Energy Monitor на август 2025 года).
С другой стороны, производство ГТБМ весьма сложно из-за необходимости создания таких компонентов турбины, которые бы выдерживали высокие температуры (свыше 1000 градусов Цельсия) десятки тысяч часов без ремонта. В результате ГТБМ в мире производят единичные компании. Крупнейшими поставщиками являются всего три группы:
– GE Vernova (включая совместные предприятия в Китае и Саудовской Аравии),
– Siemens,
– Mitsubishi (включая совместное предприятие в Китае).
На этих трех поставщиков приходится около 90% ГТБМ на строящихся объектах генерации в мире (оценка Global Energy Monitor на август 2024 года).
На втором уровне по объему продаж находятся итальянская Ansaldo Energia, иранская Mapna, а также ряд прочих компаний (Rolls Royce, Baker Hughes, Solar Turbines, которая принадлежит Caterpillar). Первые две компании в основном занимаются производством турбин на основе приобретенных дизайнов: Ansaldo Energia выпускает турбины на базе разработок Siemens и GE (которая, в свою очередь, ранее приобрела ГТБМ-бизнес у французского производителя Alstom). Mapna в свое время приобрела лицензии на производство ГТБМ у Siemens и лишь в 2025 году представила турбину собственной разработки.
На третьем уровне находятся компании, которые еще не вышли на серийное производство ГТБМ: помимо российских компаний это китайские и южнокорейские производители. Китайская AECC только в 2025 году объявила о завершении разработки своей турбины AGT-110, консорциум China United Gas Turbine Technology в 2024 году объявлял только о проведении испытаний 300 МВт турбины. Корейская Doosan еще в 2019 году поставила 270 МВт турбину, но серийное производство компанией еще не налажено.
Таким образом, проекты ОДК, «Силовых машин» и «Интер РАО» в случае успешного завершения позволят России войти в узкую группу стран с компетенциями в сфере серийного производства ГТБМ.
|
|
Вводы газовых турбин мощностью от 50 МВт и удельный расход условного топлива на теплоэлектростанциях России. График предоставлен автором |
Ситуация с ГТБМ в России продолжает выглядеть как «непонятно, с какого конца браться». Генкомпании вполне обоснованно хотят, чтобы ГТБМ были недорогими и не имели «детских болезней». Машиностроители утверждают, что низкая цена возможна только в случае массового спроса и долгосрочного стабильного заказа на их продукцию. Пока этот узел развязать не удается, и мы видим, что стоимость инвестпроектов генерации с ГТБМ остается высокой.
Выполненные в 2010-е годы стройки ПГУ с применением импортных ГТБМ в рамках ДПМ ТЭС обходились примерно в 125 тыс. руб/кВт (в ценах 2025 года) – столь низкая цена была возможна как раз за счет крупносерийного производства зарубежными производителями. Напротив, последние оценки новых ПГУ-блоков, основанных на российских ГТБМ, соответствуют ценам в 200–300 тыс. руб/кВт (в ценах 2025 года). Эта цена близка даже к стоимости строительства атомной генерации – она составляет 300–350 тыс. руб/кВт (в ценах 2025 года) для блоков с реакторами ВВЭР-1200/ВВЭР-ТОИ. Такая высокая цена связана в том числе с тем, что пока не сформировалось статистики по надежности функционирования подобного оборудования, поэтому компании вынуждены закладывать риски низкого коэффициента использования установленной мощности, убытков от простоев и высоких расходов на обслуживание при оценке проектов.
В таких условиях неудивительно, что генераторы не хотят строить объекты с отечественными ГТБМ: в рамках конкурса КОММод на 2029–2031 годы был отобран лишь 1 ГВт проектов при квоте в 5 ГВт.
Повышение эффективности
Как упоминалось выше, ПГУ с ГТБМ обладают высокой эффективностью. Характерное значение удельного расхода топлива по действующим ПГУ в России составляет около 225 г у. т/кВт-ч отпущенной электроэнергии. Для сравнения, в структуре ПСУ выделяется две группы ТЭС по характерному удельному расходу: 290–310 г у. т/кВт-ч и 320–340 г у. т/кВт-ч. Ввод в эксплуатацию ПГУ будет приводить к выводу из торгового графика (и значит, и из эксплуатации) именно ТЭС второй группы с повышенным расходом топлива.
Именно внедрение ПГУ с ГТБМ было важным фактором снижения удельного расхода топлива в российской электроэнергетике в 2010-е годы: тогда этот показатель снижался на 1% в год. После завершения программы ДПМ процесс повышения топливной эффективности остановился и даже обратился вспять.
Согласно актуальным планам развития отрасли (схемы и программы развития (СиПР), Генсхема), результаты программы по отбору проектов для модернизации (КОММод) – в 2026–2033 годы планируется ввод в строй 32 ГТБМ в составе ПГУ и ГТУ. На пике (2028–2030) объемы составляют 6 ГТБМ в год. Это довольно скромные объемы: для сравнения только ОДК и «Силовые машины» (без учета «Интер РАО») анонсировали суммарный объем производства в 14 штук в год. В 2010–2018 годы средний объем ввода ГТБМ в России составлял 11 штук в год.
Тем не менее даже эти скромные объемы могут оказать влияние на энергоэффективности отрасли. Если учитывать среднюю мощность ГТБМ в 140 МВт (среднее между мощностями турбин от ОДК и «Силовых машин»), мощность ПГУ на базе ГТБМ в 210 МВт (мощность ГТБМ × 1,5), коэффициент использования установленной мощности ПГУ в 75%, то среднегодовой ввод газовых турбин большой мощности позволит наращивать выработку на ПГУ на 8,3 млрд кВт-ч в год. Если учесть указанные выше значения удельного расхода топлива (для выводимых из эксплуатации ПСУ принято значение 330 г у. т/кВт-ч), а также объемы потребления топлива на тепловых электростанциях в Российской Федерации, то эта выработка позволит сократить удельный расход топлива на 0,4% текущего уровня.
Если же увеличить объем ввода газовых турбин большой мощности до 14 в год (как это планируют компании), то этот показатель вырастет до 0,9%, что близко к уровню, который уже был реально достигнут в 2010-е годы.
Итог
Таким образом, хотя российские газовые турбины большой мощности дошли до стадии «железа», задача их массового внедрения пока не решена. Требуется продолжение сотрудничества машиностроителей, генкомпаний и регуляторов для обеспечения такого внедрения.
Опыт последних лет показывает, что попытки решить эту задачу наскоком, в рамках разовых решений, не сработали. Ни генераторы, ни машиностроители не рискуют вкладываться, не имея уверенности в долгосрочности мер поддержки. Для решения этой проблемы конкурсные отборы генерации с газовыми турбинами большой мощности должны быть регулярными (например, ежегодными) и не предполагать радикальных изменений условий поддержки.
Без решения этой задачи российские тепловые электростанции – основной компонент электроэнергетики – продолжат стагнировать и даже снижать энергоэффективность.