Калужская компания “Турбокон” научилась конвертировать военные разработки в эффективные технологии для малой энергетики. Но их внедрению, несмотря на энергосберегающую риторику власти, мешают преграды институционального характера.
Середина 90-х годов прошлого века. Рутинное, хотя и с участием высшего руководства “Газпрома”, заседание научно-технического совета, куда представителям различных организаций удалось прорваться для презентации перспективных технологий, закончилось непривычно весело. Слово для выступления взял директор небольшой калужской научной компании “Турбокон” Владимир Федоров. Он рассказал о технологиях фирмы, которые сулили “Газпрому” в случае внедрения как минимум на треть обеспечить собственные потребности в электроэнергии. Причем для этого не требовалось дополнительное топливо, а эти генерирующие мощности можно было недорого ввести на уже существующей газпромовской технологической базе. Когда в ходе обсуждения финансисты начали тянуть традиционную резину о нецелесообразности крупных вложений, которые влечет за собой реализация подобных проектов с внедрением нового оборудования, Федоров и сделал предложение, так развеселившее топ-менеджмент “Газпрома”. Крошечная провинциальная компания, с оборотами в сотни тысяч раз меньшими, чем у газового гиганта, бралась поставлять оборудование на условиях лизинга, то есть готова была давать его “Газпрому” по сути в долг. Сытому монополисту тогда было не до малой энергетики, и программу по вводу 5 тыс. бестопливных мегаватт, которые предлагалось ввести на газовых компрессорных станциях, отложили.
Десятилетие спустя после описанной истории стопорнулась другая бестопливная программа “Турбокона”. По этому проекту предполагалось ввести сотни мегаватт недорогого энергооборудования на условиях того же лизинга на многочисленных промышленных и коммунальных котельных для получения дополнительной электроэнергии. Хорошо продуманная технически и маркетингово, быстро было стартовавшая в 1990-е годы, уже в 2000-е программа была остановлена из-за проблем, связанных с введенными в результате реформы электроэнергетики требованиями по технологическому подсоединению к сетям. Для богатой родины доходы сетевиков оказались важнее энергоэффективной возни с вводом на сотнях объектов малой энергетики бестопливных мегаватт.
Компания “Турбокон” образована 20 лет назад – в мае 1991 г. Еще не развалился Советский Союз, но госзаказ на Калужский турбинный завод, деятельность которого была ориентирована в основном на оборонку, поступать уже практически перестал. Видя, что все рассыпается, группа ученых и специалистов, включая двух академиков РАН, известных в энергетической отрасли Александра Леонтьева и Олега Фаворского, имеющих отношение к военным разработкам КТЗ (энергоустановки для атомных подлодок), приняла решение о создании самостоятельной компании – “для сохранения научного потенциала стратегически важного оборонного предприятия”. Владимир Федоров, защитивший в свое время докторскую диссертацию по военно-турбинной тематике, говорит, что именно этот потенциал до сих пор является постоянным источником оригинальных технических идей для коммерческих проектов.
На первый взгляд ничего особенно нового в разработках калужской фирмы с точки зрения мирового опыта не было – предлагалось использовать опробованные везде в цивилизованном мире бинарные и комбинированные технологии, так или иначе утилизирующие остаточное тепло. На уже упоминавшихся компрессорных станциях “Газпрома” “Турбокон” предлагал ввести бинарный цикл (его уже многие знают как парогазовый). Перекачку топлива по газотранспортной сети монополиста, протянувшейся на 160 тыс. км, обеспечивают 216 линейных компрессорных станций. На них почти 3,7 тыс. газоперекачивающих агрегатов. В большинстве в качестве приводов насосов работают газовые турбины (ГТУ). “Турбокон” предложил тепловую схему ГТУ дополнить паротурбинной надстройкой: не коптить попусту небо отработанными газами, а пустить их в дополнительный цикл для выработки пара с целью последующей его отработки в турбогенераторной установке для получения бестопливной электроэнергии – ведь на ее выработку не требуется дополнительного сжигания углеводородов.
Но в компрессорных установках работают ГТУ, не предназначенные для энергетических целей. Из-за недостатка тепла, рассказывает Владимир Федоров, для утилизации остаточной энергии газов компрессорных установок некоторые разработчики пытаются применять другие, не паросиловые технологии. Американско-израильская фирма “Армад” на нескольких компрессорных станциях в Канаде пустила установки, работающие по фреоновому циклу на низкокипящем теплоносителе пентане. Этот цикл для низкотемпературной электрогенерации, кстати, был разработан в Институте теплофизики Сибирского отделения АН Самсоном Кутателадзе и Львом Розенфельдом еще в 60-е годы прошлого века для Паратунской геотермальной станции. Но эффективность этой технологии ниже той, которую при правильном подходе может давать паровой цикл. Недавно немцы реализовали такой цикл на одной из газпромовских станций, но их турбина служит здесь не для генерации, а применяется в качестве дополнительного привода компрессора, увеличивающего его мощность. В России похожий опыт уже был, рассказывает заместитель генерального директора “Турбокона” по научной работе Олег Мильман, еще в 1980-е годы похожую схему применяли на станции в Грязовцах. Но поняв, что транспорт газа привязывается к этой усложняющейся технологической цепочке, от ее внедрения отказались в пользу надежности. В схеме же с электрогенерацией надежность выполнения основной функции ГПС – перекачки газа – при возникновении проблем под угрозу не ставится, так как паровая надстройка не влияет на мощность компрессорного привода и в случае аварии турбогенератор можно просто отключить.
Но, чтобы такой турбогенератор вообще завертелся, надо было как-то справиться с низкопотенциальным теплом, заставив его работать. Вот тут-то разработчикам пригодился опыт с турбинами для атомных подлодок. Они работают на слабоперегретом (около 300 градусов) и влажном паре, и от высокотемпературных агрегатов их отличает множество технических особенностей. Именно такой пар – слабоперегретый и влажный – можно было получить за счет остаточного тепла газов, отработавших в газотурбинных установках компрессорных станций. И с технологией его утилизации в “Турбоконе” справиться сумели.
В высшей своей технологической реализации умение работать с низкотемпературным влажным теплоносителем нашло воплощение в энергоблоках для геотермальных станций (за них Олег Мильман в 2003 г. получил Государственную премию) и так называемых гидропаровых турбинах. Последняя разработка затевалась для утилизации остаточной энергии совсем уж холодных теплоносителей. Такие турбины могут работать с пароводяными смесями при температуре всего 130 градусов и давлении в три атмосферы. В реальной жизни теплоносители с подобными и даже намного лучшими, более применимыми для малой энергетики характеристиками остаются после многих технологических процессов в самых разных отраслях и зачастую просто сбрасываются в атмосферу. Так что, казалось, технологиям “Турбокона” обеспечено широкое распространение.
Начало деятельности “Турбокона” в этом направлении было действительно оптимистичным, хотя, казалось, в 1990-е электроэнергии и без всякого сбережения было завались – из-за развала экономики энергопотребление в стране упало сразу на 40%. Но если “Газпром” мог безбедно жить и без ресурсосберегающих примочек, продолжая выжимать ресурсы из советской технологической системы, то мелкому и раздробленному на российском пространстве производственному предпринимательству приходилось просто выживать. Заводчане зачастую работали в условиях полной неопределенности с поставками, с платежами, с бартерными играми и потому стремились к большей степени автономности от поставщиков тех же энергоресурсов.
Умение работать с низкопотенциальным теплом, не оцененное газовиками, пригодилось для другого, успешно запущенного бестопливного проекта “Турбокона”. В России, рассказывает Федоров, работают более 200 тыс. промышленных и коммунальных котельных. Как подсчитал научный руководитель “Турбокона” Александр Леонтьев, на них можно было бы ввести не менее 20 тыс. МВт недорогих мощностей, основанных на комбинированных энергосберегающих технологиях с использованием в паротурбинной надстройке “избыточных” тепла и давления. Дело в том, что все эти котельные производят пар с давлением примерно 14-40 атмосфер, потребителю же в большинстве случаев требуется пар с меньшим давлением и, для того чтобы его понизить до 3-5 атмосфер, производят так называемое редуцирование пара, то есть его просто стравливают в воздух.
“Турбокон” решил проблему бросового пара. В 1993 г. специалисты фирмы впервые разработали для котельной Козельского механического завода паровой турбодетандер мощностью 500 кВт и врезали его между котлом и сетевым подогревателем вместо редукторной задвижки. Пар высокого давления пропускался через турбину, и после сделанной там работы его давление понижалось до необходимых для технологических процессов предприятия значений. При этом без дополнительных затрат топлива шла выработка электроэнергии. Себестоимость “врезного” электричества оказывалась в 5-6 раз дешевле покупаемой предприятием у энергосистемы. Цены на электричество только росли, так что использование автономных бестопливных источников электроснабжения становилось все более выгодным, и в 1990-е многие предприятия охотно шли на такое автономное энергообеспечение. Заказы сыпались один за другим, но реализацию тормозило то, что у небогатых клиентов с наличкой было туговато. Тогда в “Турбоконе” решились поставлять оборудование на лизинг. Это позволило безденежным предприятиям обеспечивать себя дешевой электроэнергией и, налаживая выпуск конкурентоспособной продукции, уже через год-другой полностью выкупать установки. Сам “Турбокон”, выступив в роли кредитора, наладил серийное производство турбогенераторов и успел поставить по лизинговой схеме несколько десятков таких установок. «Мы достигли достаточно интересных результатов, – говорит Олег Мильман. – По проектам “Турбокона” на 50 мини-ТЭЦ в России, Беларуси, Литве, Латвии и даже Дании было внедрено более 80 МВт электрогенерирующих мощностей, использующих энергоэффективную бестопливную технологию комбинированного производства тепловой и электрической энергии». Самым успешным проектом в самой компании считают установку турбины мощностью 6 МВт в котельной тольяттинского “Куйбышевазота”. «У нас уже был запланирован проект на несколько лет с Калужским турбинным заводом, – продолжает Владимир Федоров, – на десятки “машинок” – противодавленческих паровых турбин мощностью от 500 кВт до 25 МВт как раз для таких мини-электростанций, но в 2000-е годы программа турбинизации котельных начала сворачиваться».
До поры до времени энергосистемы особо не обращали внимания на деятельность “Турбокона” по созданию “карманной” энергетики. Но в 2002 г. компания уже всерьез затронула интересы энергетиков. На основе своих технологий она при поддержке отраслевых и академических ученых первой в России разработала проект “Энергоэффективные технологии в реформировании ЖКХ России”. Это была концепция самообеспечения муниципальной энергетики, позволяющая малым и средним городам России в условиях обострения ситуации с энергообеспечением получать недорогие тепло и электроэнергию. Начать программу предполагалось с научных центров. Сначала собирались реконструировать отопительную котельную Обнинска, превратив ее в мини-ТЭЦ с установленной мощностью около 32 МВт, которая могла бы устойчиво работать и при отключении центральной энергосистемы. Она должна была стать международным демонстрационным центром энергосберегающих технологий для российского ЖКХ. Затем планировалось тиражирование похожих технологий в других городских хозяйствах, замахивались даже на ввод 18-20 тыс. МВт, стоимость которых оценивали в $7,6 млрд. (сейчас пуск киловатта мощностей стоит минимум втрое дороже). Внедряемая технология должна была обеспечить выработку электроэнергии в 3-4 раза дешевле закупаемой тогда у РАО “ЕЭС России”.
Поставку энергооборудования для Обнинска брался осуществлять за счет собственных средств сам “Турбокон”, а в 2005 г. финансировать проект уже планировалось при участии Минобразования и науки РФ и Российского фонда технологического развития. Само муниципальное образование не вкладывало в проект ни копейки. Последующий возврат инвестиций планировался за счет лизинговых платежей за потребленную электроэнергию. Реконструкция уже через четыре года обещала обеспечить экономию на котельной в $1 млн. в год, за счет чего можно было либо снизить тарифы, либо пустить сэкономленное на модернизацию систем теплоснабжения городского хозяйства.
“Турбокон” успел приступить к реализации только первого этапа этого проекта. Дальше дело встало, и в итоге ничего не вышло. Сначала все затормозилось на уровне городского собрания, где депутаты говорили в кулуарах, что не хотят ссориться с энергетиками. Потом заглохла и министерская программа. Кому-то очень не хотелось реализации плана “самообеспечения небольших городов тепловой и электрической энергией”, который грозил сорвать планы реформирования большой электроэнергетики и увести из-под носа энергетиков изрядный куш растущих с тарифами потребительских платежей, обещанных будущим владельцам создаваемых генерирующих компаний в виде возврата инвестиций на покупку этих самых приватизируемых компаний.
Постепенно сворачивалась и лизинговая программа модернизации промышленных котельных с вводом электрогенерирующей надстройки. Тут вот в чем дело. Лоббистские усилия энергетиков привели к принятию (в частности, и благодаря постановлению правительства РФ от 27.12.2004 г.) правил так называемого технологического присоединения, причем обратим внимание: не только “энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии”, но и “объектов по производству электрической энергии”. Причем ко времени кончины РАО “ЕЭС России” они еще более ужесточились.
Эти правила больно ударили по энергоэффективным технологиям, и не только “Турбокона”, но и других компаний. Речь идет о включении новых источников генерации, тех же малых и возобновляемых источников энергии, в параллельную работу с сетью. Процедура технологически и организационно, как говорят сами энергетики, представляет собой “отдельный и очень большой геморрой”. Понятно, что любой грамотный главный энергетик или инженер, запланировав на своем предприятии автономный источник электроэнергии, для надежности энергоснабжения захочет заручиться возможностью получать соответствующий объем электроэнергии и из сетевых источников – мало ли что может случиться на своем генераторе, все же техника, да и требует регулярного отключения для обслуживания. Предположим, что его предприятие уже было подключено к сети; все равно, как только на нем пустят новый источник генерации, который надо запустить в параллельную работу с сетью, придется платить по правилам технологического подсоединения в объеме мощности этого нового генератора как за новое подсоединение. Вот тут-то этого самого бережливого энергетика, решившего сократить расходы предприятия за счет получения тех же собственных бестопливных мегаватт, поджидают большие неприятности в виде этих самых правил и огромных тарифов на это самое присоединения, которые в итоге вместо экономии принесут лишь дополнительные и зачастую непосильные даже для среднего предприятия расходы. Посчитаем какие.
По постановлению топливно-энергетического комитета Московской области от 18 января 2011 г., к примеру, стоимость подсоединяемой мощности составляет от 10 до 11 тыс. руб. без НДС за киловатт в зависимости от класса напряжения (а в Питерском пригороде Петродворец это стоит и вовсе более 41 тыс. руб. за киловатт). Предположим, предприятие решило ввести у себя на котельной бестопливную электрогенерирующую надстройку мощностью 5 МВт и закрепить надежность энергообеспечения организации параллельным подсоединением к сетям. Сколько может стоить такое подсоединение? В 5 мегаваттах – 5 тыс. киловатт. Значит, подсоединение к сетям для такой заботящейся о рачительном использовании топлива организации обойдется в 50-55 млн. руб., то есть почти в $2 млн., и это без учета затрат на энергосберегающие мероприятия, стоимость которых, кстати, зачастую намного дешевле такого присоединения. (Не входя в детали, скажем, что в случае такого подсоединения предприятию зачастую приходится платить еще и за непотребленные благодаря собственной выработке из сети киловатты). Многие ли захотят включиться в гонку за эффективностью при таких условиях?
В Европе, заметим, любой (при известном, конечно, допущении) независимый источник генерации возобновляемой энергии или генератор, применяющий энерго- и ресурсосберегающие технологии, должен безусловно и бесплатно быть подключенным для параллельной работы к сетям электросетевыми компаниями. Хотя для последних такое подсоединение представляет зачастую одну головную боль из-за необходимости проведения мероприятий для поддержания надежности работы всей сетевой системы в целом. Но за выполнением таких мероприятий строго следят органы госрегулирования, и отказать энергоэффективным оптимизаторам сетевики не имеют права.
Заставить российских сетевиков работать по западным правилам будет тяжело. По отчету Ленэнерго, к примеру, выручка от технологического присоединения к сетям в 2010 г. выросла на 55,2% по сравнению с 2009 г., до 10,3 млрд. руб., и в составляет более трети от общей выручки компании. Этот же показатель по прямой рабочей деятельности компании – передаче электроэнергии потребителю – увеличился за год только на 14,8%. Столичный МОЭСК за услуги по присоединению к электрическим сетям получил меньше, но тоже неплохо заработал – более 9,5 млрд. руб. в прошлом году. Понятно, что государство разрешило собирать эти деньги для их инвестирования в модернизацию и развитие сетей. Но отчетности сетевиков прямо показывают рост операционных расходов, не связанных с модернизацией сетевого хозяйства, поэтому можно говорить о том, что отнюдь не вся сумма подсоединительного побора идет в технологическое обновление. Отказ государства (а основная часть активов больших сетевых компаний принадлежит по сути государству) самому вкладываться в развитие сетевой – да и любой другой – инфраструктуры как раз и ведет к общесистемным издержкам неэффективности. Понятно, что такая политика ограничивает развитие экономики в целом из-за того, что до сих пор далеко не все ее субъекты имеют даже возможность подсоединиться, особенно в регионах с высокой экономической активностью, таких, как Москва, Питер, черноморский Юг России, Западная Сибирь. Отсюда и ценовой по сути рэкет сетевиков: цены за подсоединение в таких регионах доходят до 50 тыс. руб. за киловатт, и это зачастую только за то, чтобы просто иметь возможность подсоединиться к проводам, которые проходят рядом. Рост стоимости тарифов на потребляемую энергию и всякое RAB-регулирование (Regulatory Asset Base – регулируемая база капитала, система долгосрочного регулирования тарифов естественных монополий – сетевых компаний) – отдельная песня.
Разрешив сетевым компаниям таким образом собирать деньги на инвестиции в модернизацию, государство, похоже, не позаботилось посчитать системные потери. Внедрение уже подзабытой программы с созданием муниципальных электрогенерирующих мощностей, к примеру, по подсчетам РАН, дало бы ежегодную экономию энергоресурсов в 16 млн. т условного топлива. За счет выработки электроэнергии бестопливными технологиями на локальных мини-ТЭЦ (это без всяких “Газпромов” и других отраслевых программ энергосбережения) страна смогла бы вырабатывать до 100 млрд. кВт·ч/год, то есть не менее 10% от общероссийской выработки. Едва ли в результате такой системной экономии стратегически проиграли бы те же генерирующие и сетевые компании. Во-первых, результаты их деятельности были бы востребованы растущей экономикой, а во-вторых, экономя на строительстве новых генерирующих мощностей, эти компании могли бы сосредоточиться на модернизации своего старого хозяйства – то есть заниматься повышением эффективности, читай, тем же ресурсосбережением. Но государство, отдав реформу электроэнергетики в одни руки и решив упростить себе жизнь – не заниматься тонким реформенным управлением для решения системных задач, сейчас снова стоит перед необходимостью, по сути, ручного управления. В надежде избежать его начинает хвататься за паллиативы, к примеру, такие, как умные сети (мы ничуть не умаляем важности развития этого технологического направления), долженствующие снять в том числе противоречия между большой и малой генерацией. Только когда это будет?
Мало того, теперь, после принятия в ноябре 2009 г. 261-го Федерального закона “Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности”, государство просто противоречит само себе. Оно требует энергоэффективности и ресурсосбережения от субъектов экономики, но, и мы видим это на примере с теми же правилами технологического подсоединения к сетям, практически не допускает проведения мероприятий по их обеспечению из посыла, что за инфраструктурное развитие должно платить не государство, а прежде всего потребитель.
Как раз в результате такой политики, говорит Владимир Федоров, инновационные энергоэффективные технологии не идут, а малая энергетика попала под удар, и это сразу отразилось на деятельности Калужского турбинного завода. Десять лет назад один “Турбокон” выходил на заказ до 30-40 турбин в год, и были годы, когда заказы, идущие на завод через компанию, достигали двух третей от его оборота. Сейчас же здесь турбогенераторов малой мощности заказываются единицы.
Нельзя сказать, чтобы усилия властей в области модернизации и принуждения к энергоэффективным и ресурсосберегающим технологиям пропадали совсем втуне. Если раньше от внедрения технологии “Турбокона” в “Газпроме” отказались, то теперь снова к ним приглядываются. Недавно в одном из инновационных пунктов Стратегии ОАО “Газпром” в электроэнергетике (а корпорация, напомним, в последнее пятилетие сама стала обладателем огромных активов в большой электроэнергетике – у нее 16% от общей установленной мощности всей российской электрогенерации) появились слова о “реализации проектов строительства бестопливных теплоутилизационных комплексов для выработки электроэнергии на компрессорных станциях”. Команда “Турбокона”, подготовив проект электрогенерирующего комплекса 3-4 МВт для таких станций “Газпрома”, на волне “принуждения к инновациям” больших госкомпаний со стороны властей, похоже, получит-таки поддержку руководства корпорации. Насколько известно, новый старый проект находится сейчас на рассмотрении в ее финансовом управлении. Стартовая цена вопроса запуска этого проекта, около $10 млн., для “Газпрома” небольшая. Зато в случае реализации в плюсе у монополиста кроме дополнительных генерирующих активов окажется полный модернизационно-технологический комплект, который можно предъявить тому же государству в доказательство своей приверженности инновациям. Тут и энергоэффективная российская технология, и ресурсосбережение, и участие инновационной компании-разработчика, и привлечение национального производственного бизнеса в лице Калужского турбинного завода, и в конечном итоге – развитие той же малой энергетики. Хорошо, если дело пойдет, а пока малую энергетику в России продолжают обижать. (Эксперт/Энергетика Украины, СНГ, мира)