Эпопея с вводом новых энергомощностей в России заканчивается, теперь необходимо заняться модернизацией старых. Для решения этой задачи и для создания энергетических технологий любой сложности в стране накоплено достаточно компетенций, считает директор по развитию высокотехнологичных активов ГК «Ренова» Михаил Лифшиц.

Сегодня в России эксплуатируется 145 энергетических газотурбинных установок (ГТУ) суммарной мощностью порядка 17 ГВт. Три четверти этого парка обслуживают сами компании-производители, главным образом зарубежные. На подходе еще более 75 турбин-иностранцев — уже закупленных, но пока еще не введенных в эксплуатацию. Объем рынка сервиса исчисляется десятками миллиардов рублей и продолжает расти. Пытаются застолбить место на этом рынке и ряд российских высокотехнологичных компаний. Одна из них — холдинг «РОТЕК», входящий в группу компаний «Ренова».

Председатель совета директоров «РОТЕКа» и Уральского турбинного завода (УТЗ) Михаил Лифшиц оценивает портфель «длинных» (на 8–10 лет) заказов «РОТЕКа», связанных с сервисом газовых турбин, в 21 млрд рублей, только за прошлый год их прирост составил 75%. При этом на долю «РОТЕКа» приходится примерно пятая часть обслуживаемых по таким контрактам ГТУ: специалисты компании самостоятельно и в партнерстве с другими сервисными предприятиями обслуживают 24 газотурбинные установки суммарной мощностью 2,7 ГВт.

В ближайшее время в Екатеринбурге откроется Центр восстановления и производства деталей горячего тракта газовых турбин. Предприятие запустят на территории УТЗ, контролируемого «РОТЕКом». Проект общей стоимостью 4 млрд рублей на первом этапе локализует современные технологии восстановительного ремонта элементов горячего тракта турбин — рабочих и направляющих лопаток, форсунок камеры сгорания и др. На следующей стадии планируется запуск производства лопаток полного цикла: сначала из покупных заготовок, а позже, с 2019 года, и с полной локализацией.

Центр создается с применением технологий швейцарских компаний Oerlikon и Sulzer, стратегические активы которых принадлежат группе «Ренова». Для улучшения свойств термобарьерных и антикоррозийных покрытий компонентов газотурбинных установок будут использоваться компетенции Oerlikon Balzers и Sulzer Metco, а в сфере обслуживания турбинного оборудования в целом — наработки Sulzer Turbo Services, мирового отраслевого лидера среди независимых компаний, осуществляющих сервис газовых турбин.

Центров, аналогичных уральскому, в России нет. Прошлым летом под Санкт-Петербургом открылся завод и региональный сервисный центр компании «Сименс технологии газовых турбин», совместного предприятия Siemens и «Силовых машин». Здесь выпускают и ремонтируют газовые турбины Siemens и их модификации, собранные по лицензии другими производителями, но «горячие» элементы по-прежнему заказывают и ремонтируют за пределами России. Отдельные фрагменты ремонтно-восстановительной технологической цепочки созданы и в некоторых других сервисных организациях, например в компании «Интер РАО — Центр нанесения покрытий», где производится нанесение на поверхности упрочняющих покрытий лазерной наплавкой и газоплазменным методом. Но в целом обслуживание газотурбинного оборудования в части ремонта и замены деталей, в отличие от паровых турбин, почти полностью обеспеченных отечественным сервисом и запасными частями, остается сферой, в которой российские энерго- и сервисные предприятия практически полностью зависят от иностранных поставщиков и сервисных центров.

Мы расспросили Михаила Лифшица об открывающемся предприятии, о перспективах рынка обслуживания энергооборудования в России, а также о модернизации паросиловых энергоблоков в традиционной тепловой энергетике.

— Михаил Валерьевич, реализуемый на УТЗ инвестиционный проект компании «РОТЕК» позволит российским энергетическим компаниям — собственникам газотурбинного оборудования отказаться от услуг иностранных сервисных центров для выполнения ремонта турбин, по крайней мере частично. Волей-неволей вспоминается подзабытое сейчас словосочетание «повышение энергетической безопасности страны».

— Что касается пользы для родины, то применительно к нашему проекту найдется много и других модных слов: «локализация технологий», «модернизация», «импортозамещение». Но создание на Урале сервисного центра имеет отношение исключительно к бизнесу, потому что мы собираемся зарабатывать здесь деньги. Импортозамещение может быть самоцелью только в очень ограниченном количестве ситуаций, причем четко определяемых государством. Мы же работаем в рынке, причем достаточно жестком конкурентном рынке, и необходимость локализации может диктоваться нам исключительно спросом и анализом рыночной конъюнктуры.

Если не модернизировать ТЭС, в зону риска, включающую в себя изношенную технику и оборудование, которое находится на пределе своих ресурсов, до 2020 года может попасть до 60% парка паровых турбин

Мы строим на своем заводе производство компонентов горячего тракта газовых турбин, в первую очередь это будет восстановительное производство. Это можно называть импортозамещением, а можно просто оптимизацией деятельности в условиях сложившегося рынка. Сейчас мы снимаем такие лопатки с установок и отправляем их на ремонт в сервисные центры Sulzer в Европе. Логистика — это тот «хвост», который мы отрежем, если начнем проводить эти работы в России, причем в таком удобном с точки зрения транспортных операций географическом месте, как Екатеринбург. В итоге мы получим сокращение сроков ремонта, а значит, и потери заказчика уменьшатся. К тому же сейчас нам на руку играет и резкое снижение рубля к европейской валюте, хотя проект на площадке Уральского турбинного мы начали еще до падения нашей национальной валюты. Как только объем спроса подошел к определенному уровню, стало понятно, что целесообразно иметь производство в России.

— В любом случае можно сказать, что ваши цели и задачи лежат в конъюнктурном с точки зрения государственной политики русле. Это вам как-то помогает?

— Если это было бы так и если бы оправдались наши расчеты на государственную поддержку, мы начали бы зарабатывать деньги по крайней мере на год раньше. Мы рассчитывали на то, что у нас получится что-то сделать со средствами господдержки через механизмы Фонда развития промышленности (ФРП) по субсидированию процентной ставки кредитов, взятых на реализацию такого рода проектов, как наш, потому что он открывает путь к запуску в России по-настоящему высоких технологий, самого передового отраслевого суперхайтека. В итоге мы слишком долго занимались организацией проектного финансирования с участием коммерческих банков, ФРП, а также привлечением субсидий государства в рамках программ поддержки стратегических производств гражданской промышленности. Но в итоге мы решили, что запускаем проект, опираясь на собственные ресурсы.

— Традиционные чиновничьи проволочки?

— Как раз нет, мало того, надо отдать должное Минпромторгу и ФРП: они отработали абсолютно внятно, просто на редкость красиво и точно. Но для того, чтобы взять деньги у государственного фонда, я должен показать там наличие подтвержденного банковского кредита. А требования банкиров оказались таковы, что согласиться с ними, мягко говоря, сложно. К примеру, мы должны были подписаться под тем, что отказываемся от выплаты дивидендов. Скажите мне, какой я предприниматель, если не плачу дивидендов своим акционерам? Второе: чтобы взять кредит, мы должны организовать обеспечение, в четыре раза превышающее объем получаемого кредита, и еще получить личное поручительство учредителя. И мы приступили к созданию центра самостоятельно, правда, параллельно продолжая работать с контрагентами, пытаясь подтолкнуть их на путь здравого смысла.

— Вы планируете запустить полноценное производство турбинных лопаток в лучшем случае через три-четыре года. Почему вы закладываете столько времени на реализацию этой части проекта?

— Открытие восстановительного предприятия уже обошлось нам более чем в миллиард рублей. Но даже не это главное. Прежде чем идти в следующий этап, нужно закрепиться на предыдущем, понять, что построенное заработало. Сейчас мы делаем акцент на восстановление компонентов, будем заниматься нанесением покрытий, потому что там понятна вся экономика, которая складывается из оптимизации вопросов логистики, таможни, сокращения сроков на выполнение заказа и уже подписанных договоров на обслуживание. Следующий этап — механическая обработка лопаток из купленных заготовок — тоже нам понятен, а вот собственное производство лопаток уже ставит нас перед очень серьезной развилкой. Необходимо разобраться с тем, будет это металлургическое литье или мы будем использовать аддитивные технологии.

Пока все вроде бы склоняется в пользу литья, но анализируя то, что делают сейчас компании — лидеры в этой области, такие как General Electric и Alstom, которые изготавливают часть элементов направляющего аппарата ростовым способом уже и для малых турбин, мы серьезно задумываемся над тем, чтобы не израсходовать все деньги на устаревающие технологии. В любом случае эффективный выпуск лопаток требует производительности: для того, чтобы производство было коммерчески целесообразным, нам, по подсчетам, нужно лить семь тысяч лопаток в год. В том же горизонте, который мы видим сегодня, мы в состоянии обеспечить спросом только половину этого объема.

— Может, эта половина будет востребована за счет мирового спроса?

— Для того чтобы идти на мировой рынок, нужно иметь референтную базу, поэтому мы здесь рассчитываем, во-первых, на опыт компании Sulzer, главным акционером которой является «Ренова». Кроме того, надеемся договориться с кем-то из коллег-машиностроителей в России, чтобы разделить ответственность за развитие этой темы. Другая возможная область спроса — опять-таки сервис энергетических газовых турбин в расчете на рост числа их установок. По нашим подсчетам, это еще около 70 ГТУ до 2020 года.

— Многие, глядя на Европу, говорят о стагнации рынка газовых турбин в целом.

— В Европе это связано с побеждающей там возобновляемой энергетикой и с высоким уровнем системной энергоэффективности. Но есть и другие рынки. Например, Египет подписал гигантский контракт с Siemens на поставку газовых турбин общей мощностью 20 гигаватт. Колоссальный потенциал в Иране, сохраняется спрос в Юго-Восточной Азии. Сланцевый газ поставил парогазовую тематику на новый уровень в США. Таким образом, ситуация на рынке, безусловно, будет постоянно меняться. Какие-то регионы будут уходить в сторону альтернативной энергетики, какие-то — держаться за паросиловые блоки, как Казахстан, Монголия, Северный Китай. Что касается российского рынка, то стагнация, по крайней мере в сфере сервиса газовых турбин, ему не грозит: перед многими собственниками энергетических активов вопросы обслуживания в повестке дня появляются только сейчас, и они присматриваются к новым возможностям в этой области.

— Вы имеете в виду к новым игрокам?

— Нет, я имею в виду современные технологические возможности, предоставляемые, например, нашим Центром удаленного мониторинга и прогностики в Химках. Удаленный мониторинг в общем-то делают многие компании, наблюдая за режимом эксплуатации турбины и отслеживая отклонения от рабочих параметров. Мы гордимся, что наши специалисты разработали адаптивные модели для роторных машин на основе собственных алгоритмов, и у нас это не столько мониторинг параметров, сколько прогностика будущего состояния машины. Представители General Electric говорили нам, что аналогов такой системы, особенно в части возможностей математической обработки данных, они еще не встречали. Так что промышленный интернет для нас не просто модная тема. Мы начали этим заниматься четыре года назад и впервые внедрили систему в прошлом году. Практика ее эксплуатации на четырех установках показывает, что мы начинаем отслеживать развитие неисправности за два-три месяца до самого события поломки или аварии. Это означает, что со временем мы можем рассчитывать на переход от регламентных работ к ремонтам по состоянию.

— А не подрубаете ли вы таким образом свой бизнес по сервису, ведь в случае успешности системы потребитель скорее всего заплатит меньше, чем при обычном обслуживании?

— Нет, мы, наоборот, этот бизнес очень здорово стимулируем. Мы начинаем управлять, например, запасом чрезвычайно дорогих комплектующих для газовых турбин, снижая при этом лишние расходы. Да, потребитель заплатит меньше, но у нас как сервисной компании высвободится достаточно большой объем оборотных средств, причем не только из-за возможности избавиться от необходимости держать на складе определенный запас комплектующих. Прогнозируя ремонты, наши специалисты могут планировать, к примеру, нормо-часы, в то время как сейчас случаются наслоения и приходится брать субподрядчиков, снижая собственную прибыль. К тому же, снижая издержки клиента, мы в итоге повышаем свою конкурентоспособность, привлекая новых пользователей.

Почти все энергоблоки, пущенные в последние годы в тепловой энергетике по договорам о предоставлении мощности, — это парогазовые установки, в составе которых работают газовые турбины, в подавляющем большинстве случаев — заграничного производства

— Это в том случае, если у них есть понимание, что дешевле предупредить поломку, чем заниматься ее устранением.

— Это правильная постановка вопроса. Мы над этим работаем. Это сложно. Инвестировать в высокотехнологичную сервисную инфраструктуру вообще сложно. К тому же потенциальный потребитель таких услуг разный: есть уровень станции, а есть — ТГК. Если акционеры еще как-то рассматривают экономику предприятия в целом, то, например, службы снабжения зачастую ведут себя так, будто заинтересованы в более частых поломках. Нам понятно, что генерирующая компания точно должна быть заинтересована в прогностическом мониторинге. Мы сейчас как раз обрабатываем годовую статистику: сколько мы сэкономили рабочих часов, какие предотвратили аварийные ситуации и сколько не потратили денег, своих и заказчиков, на ненужную покупку запасных частей — подобьем эти данные и представим рынку обоснованные цифры для подкрепления заинтересованности в нашем продукте.

— То есть в перспективах роста вашего сервисного подразделения вы не сомневаетесь?

— В любом случае выбранная когда-то государством стратегия в пользу договоров предоставления мощности (ДПМ) с преимущественным вводом станций на основе газотурбинных установок «Ротек» как сервисную компанию без работы не оставит. Ведь когда вы покупаете большую газовую турбину мощностью свыше 100 мегаватт, то за десятилетний цикл ее работы вы тратите еще столько же, сколько на ее приобретение, — такова фактическая цена ее обслуживания. Если речь идет о машинах меньшей мощности, то соотношение стоимости обслуживания и цены самой турбины может доходить и до трех.

— Я читал ваши публикации, где вы утверждаете, что ставка на ДПМ в то же время серьезно подорвала инвестиционный потенциал отраслевой модернизации. В итоге новые вводы, превысив 20 гигаватт, составили только 10 процентов установленной в российской энергосистеме мощности и не привели к качественному повышению эффективности отечественной электроэнергетики, состоящей в основном из паросиловых блоков.

— Через механизм ДПМ государство предпочло расставить приоритеты в пользу нового строительства, сосредоточив инвестиции на новых энергоблоках, а уже существующим в тепловой энергетике 600 станциям остались только ремонтные бюджеты. В итоге, построив новых блоков на двадцать с чем-то гигаватт, мы оставили дряхлеть оставшиеся 130. Если брать постсоветское пространство, то, например, Казахстан не строил по ДПМ, а активно, эффективно и внятно занимается обновлением установленного оборудования, и в результате в электроэнергетике там уже модернизировано около 60 процентов парка. У нас же зачастую даже ответственные люди не делают различий между ремонтами и модернизацией. Ремонт — это восстановление характеристик, заложенных при изготовлении, а модернизация — это их качественное изменение. Причем, заметьте, не всегда в сторону повышения. Например, когда-то вы купили насос на 12 мегаватт и теперь эксплуатируете его вполсилы. Вам избыточная мощность не нужна, скажем, из-за изменений технических условий, и она вас подсаживает на большие расходы. Вы можете такой насос либо выкинуть и купить себе шестимегаваттный, либо, модернизировав его, вложив меньшие деньги, чем на новую покупку, понизить рабочие характеристики до необходимых. В результате вы не приобретаете новой мощности, зато повышаете системную эффективность своего предприятия.

Или более близкий для нашего разговора пример: на электростанции стоит теплофикационная турбина с отбором пара для соседнего химкомбината, но при снижении потребности предприятия в тепле — из-за изменения тех же технических условий или проведенных энергосберегающих мероприятий — у вас останется невостребованная тепловая мощность. Чтобы не выбрасывать ее впустую, избыточный пар можно направить в другую турбинку, поменьше, и конвертировать этот пар в электричество. Когда мы говорим «модернизация», мы не понимаем под этим словом обновление единичной машины, а подразумеваем изменение свойств всей системы и делаем все для того, чтобы помимо восстановления надежности, рабочего ресурса адаптировать всю систему, с этой машиной связанную, под изменившиеся с момента ее создания условия.

— Насколько велик спрос в этой области вашей деятельности?

— В России сейчас у нас идет только один большой проект на ТЭЦ-22 «Мосэнерго» по модернизации турбины Т-250 с апгрейдом ее мощности до 300 мегаватт. Закрылось, закончившись, несколько контрактов в Татарстане. Мы как владельцы Уральского турбинного завода, конечно, озабочены отсутствием системных подвижек в области модернизации парка паросиловых станций. Это то, что могло бы дать загрузку заводу. Ведь во всем мире модернизация установленного парка — ключевой рынок для любого машиностроительного предприятия. Если хотите, капитализация любого завода не в том, что на нем может быть потенциально произведено, а в том, что уже было выпущено и поставлено и на каком-то этапе подлежит замене. Представьте, Alstom за последние десятилетия модернизировал 830 паровых турбин различной мощности! А у УТЗ, который с 1941 года поставил 790 паровых турбоагрегатов, составивших основу теплофикации всего бывшего Союза, счет заказов в самой России на апгрейд оборудования идет на единицы.

— Михаил Валерьевич, почему, на ваш взгляд, нет системного движения в эту сторону? Из-за избытка мощностей?

— В своей экономической практике мы постоянно сталкиваемся с тем, что выросло целое поколение менеджмента, у которого горизонт планирования — годовой бонус, когда важнее всего показать какую-то EBITDA, для этого зачастую проще всего подрезать финансирование везде, где только можно. И, к сожалению, эксплуатируемое оборудование — оно же и так работает — чаще всего попадает у таких управленцев в строки бюджета, идущие под сокращение.

Что касается пресловутого избытка мощностей, я уверен, что разговоры о нем необоснованны. А что, российская экономика все время будет в такой ситуации, как сейчас? Она не будет расти? Да и какой у нас избыток — шесть-восемь процентов? А в Германии более сорока процентов! Рост экономики потянет спрос на всю имеющуюся мощность. В условиях сокращения финансовых ресурсов энергокомпаний, потратившихся на масштабные новостройки, я вижу выход только в модернизации существующей техники. Это тоже недешево, но уж в любом случае окупается в течение пяти-семи лет. Капитальные затраты в этом случае меньше, так как не требуется строительство новых зданий, а генерирующее оборудование «сажается» на уже имеющуюся инфраструктуру — в проектах, выполняемых нами, мы совершенно сознательно вписываем машину нового поколения в форм-фактор старой. Модернизация инфраструктуры, причем не только электроэнергетической, — вот где огромный ресурс повышения энергоэффективности, источник спроса на инновации и просто колоссальный рынок для наших предприятий. И если высокие технологии найдут в этой области спрос, то мы готовы его заполнять. В России накоплено достаточно компетенций для решения практически любых энергомашиностроительных задач.

Журнал «Эксперт», 11-17 апреля 2016 г.
Ирик Имамутдинов

АО «РОТЕК» — промышленный холдинг. Осуществляет обслуживание газовых и паровых турбин, производит энергетическое оборудование, оказывает инжиниринговые услуги и развивает ряд высокотехнологических проектов в разных отраслях промышленности, в числе которых энергомашиностроение, автопром, авиапром.

«РОТЕК» основан в 2010 году. Акционер — ГК «Ренова». Головной офис компании расположен в Москве. В состав холдинга «РОТЕК» входит ЗАО «Уральский турбинный завод», инжиниринговые подразделения в Санкт-Петербурге и Екатеринбурге, Центр удаленного мониторинга и прогностики в Химках, Центр восстановления деталей горячего тракта газовых турбин в Екатеринбурге. В холдинге работает около 1700 человек. Выручка в 2015 году — 6,5 млрд рублей.