Консервативный сценарий развития энергетики до 2035 года

При консервативном сценарии рост электропотребления определен на уровне 0,5%, величина инфляции снижается с 4% в 2018 году до 2% в 2027-м и далее; оптимистичный сценарий спрогнозирован исходя из 1% роста электропотребления и снижения инфляции с 4 до 3,2% в 2020 году и стабилизации инфляционных ожиданий на уровне 3% с 2021 года.

Предельный объем денежных средств, который может быть направлен на финансирование проектов в электроэнергетике, определяемый как превышение цен на основе инфляционных ожиданий над прогнозируемой ценой по уже принятым решениям, в ценах 2021 года и заданных сценариях составляет от 3486 млрд руб. (консервативный) до 4355 млрд руб. (оптимистичный) на горизонте до 2035 года. Правительство Российской Федерации считает целесообразным проводить проработку механизмов привлечения инвестиций в отрасль исходя из консервативного сценария развития, учитывая, что динамика электропотребления в последние несколько лет отличается волатильностью с небольшим ростом порядка 1%.

Так, консервативный сценарий относительно развития в стране энергетики до 2035 года предполагает суммарный ввод ПГУ порядка 40–50 блоков единичной мощностью до 500 МВт, а также таких блоков с мощностью от 800– 1000 МВт. Для этого потребуется поставка от 110 до 120 газовых турбин мощностью порядка 300 МВт и более.

Такие потребности в ГТУ могут практически быть закрыты полностью имеющейся продукцией отечественных производителей и за счет совместных производств. Дополнительный спрос на подобное оборудование возможен лишь только в условиях восстановления экономики страны и более высоких темпов ее развития за счет интенсификации обновления таких электрогенерирующих мощностей.

Уровень развития отрасли энергетического машиностроения в разных странах возможно оценить по установленной мощности всех функционирующих турбин в мире. Так, несомненным лидером в производстве турбин большой мощности является компания General Electric, турбины которой составляют 27% установленной мощности тепловой энергетики в мире, дальше располагается Siemens AG, чьи турбины покрывают 7% всей мощности ТЭС. В то же время отечественная компания ПАО «Силовые машины» покрывает 4% общемировой мощности, не имея высокомощностных агрегатов [Лозенко, Болдырев, 2019].

Однако проблема отсутствия отечественных турбин средней и большой мощности была решена благодаря началу работы ООО «Сименс Технологии Газовых Турбин». Это совместное предприятие Siemens с 65% акций и ОАО «Силовые машины» с долей участия 35%. Предприятие может выпускать современные газовые турбины, разработанные компанией Siemens, с единичной мощностью от 60 до 80 МВт, 172 МВт и также от 190 до 200 и 304 МВт.

Но лицензионное соглашение пока не предусматривает уровень локализации производства в достаточном масштабе, и это при том, что интенсивная локализация производства потребует высокотехнологичных элементов проточных частей турбомашин. Также есть потребность в камерах сгорания, в системах автоматизации и целом ряде других высокотехнологичных узлов. Все это необходимо для сокращения издержек на техническое обслуживание и ремонт, в том числе на решение задач технологической безопасности.

Однако следует отметить, что программа модернизации, обеспечивающая спрос на отечественные турбины большой мощности, финансируется из внебюджетных средств, а именно за счет специальных нерыночных надбавок или договоров о предоставлении мощности. Таким образом, спрос на турбины в основном обеспечивается спросом на электрическую мощность, которая оплачивается как отдельный товар потребителями оптового рынка электрической энергии и мощности.

Удельные капитальные затраты на установку отечественных турбин достаточно высоки, во многом за счет требований к степени локализации генерирующего оборудования, а также из-за отсутствия достаточного опыта в оптимизации производства комплектующих для турбин. Потому потребителям электрической энергии и мощности приходится оплачивать повышенную по сравнению с готовыми западными образцами стоимость.