Эффект энергодефицита
Каждый год объем удовлетворенных заявок на подключение в электроэнергетике снижается пугающими темпами, и на текущий момент неудовлетворенный спрос, то есть дефицит энергетических мощностей, оценивается в 10 гВт. И если этот дефицит пока скрыт, то с реальным энергодефицитом страна уже столкнулась прошлой зимой, когда в сумме по всей стране ограничения потребителей превысили 1 гВт. Энергодефицит способствовал активизации действий по принятию мер в области развития электроэнергетики. Только за четыре последних месяца были приняты инвестиционная программа ЕЭС России на 2006-2010 годы, федеральная целевая программа "Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007-2010 годы и на перспективу до 2015 года", программы первоочередных мероприятий по строительству и реконструкции электроэнергетических объектов в Москве, Ленинградской и Тюменской энергосистемах. При этом также на текущий момент разрабатываются такие стратегические документы, как "Генеральная схема размещения энергообъектов" и "Программа развития электроэнергетики до 2020 года", а ЕЭС России готовит свое видение развития электроэнергетики до 2030 года.
Риски реализации подобных крупномасштабных программ развития электроэнергетики обычно сводят в финансовую плоскость. Дескать, "Чубайс столько денег не найдет". Но раскошелиться придется государству, потому что электроэнергетика — инфраструктурная отрасль и в условиях энергодефицита экономика развиваться не будет.
На самом же деле нефинансовые риски реализации энергетических программ куда опаснее. Это и проблемы топливообеспечения, и риски смежных отраслей, и вопросы экологического характера. Наиболее серьезными в этой связи видятся риски, связанные с производственными возможностями отечественного энергетического машиностроения.
По данным на октябрь, темпы роста потребления электроэнергии в этом году вдвое превышают показатели прошлого года — 4,3% и 1,8% соответственно. Более того, этот темп роста опережает прогнозный. В результате в соответствии с обосновывающими прогнозами к проекту "Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики", к 2020 году электропотребление достигнет 1420 млрд кВт•ч по оптимистическому сценарию и 1340 млрд кВт•ч — по умеренному. А к 2030 году необходимо довести выработку энергии в стране до 2 трлн кВт•ч, что потребует удвоения энергомощностей (см. график).
При этом объем генерирующего оборудования на электростанциях России, отработавшего свой парковый ресурс, на текущий момент составляет 82 гВт, или почти 40% от установленной мощности электростанций России, в том числе на ГЭС — 25 гВт, или более 50% их установленной мощности, на ТЭС — 57 гВт, или порядка 40% от установленной мощности ТЭС.
Впрочем, парковый ресурс не является предельным, и после его отработки возможно продление срока эксплуатации оборудования сверх паркового — до индивидуального ресурса. На сегодня индивидуальный ресурс на электростанциях России отработало оборудование в объеме 5,3 гВт, из них 1,2 гВт — на ГЭС и 4,1 гВт — на ТЭС.
Еще выше износ в сетевом хозяйстве. Износ электрических сетей напряжением 330 кВ и выше составляет 50,6%, в том числе подстанционного оборудования — 60%, ЛЭП — 53,5%, зданий и сооружений — 39%.
На основании этих данных прогнозируется, что к 2010 году в России произойдет снижение суммарной установленной мощности действующих электростанций на уровне 5,9 гВт.
Нехватка мощности
Таким образом, на текущий момент необходима масштабная программа обновления энергетических мощностей. И отечественное энергетическое машиностроение может оказаться узким местом для реализации.
Во-первых, ограничителем реализации программ в области электроэнергетики выступает непосредственно цикл строительства энергоблока. Цикл строительства газовой турбины составляет около года, паровых котлов — два-три года. Цикл строительства атомного энергоблока на основе стандартного ВВЭР-1000 составляет пять лет, при этом на текущий момент ни одного не строится. Добавьте сюда проектно-изыскательские и строительно-монтажные работы. Таким образом, проблему дефицита возможно будет решить в самом лучшем случае только через два года.
Спрогнозировать данную ситуацию было несложно, но почему решать проблемы дефицита стали только после ограничения потребления, наверное, для общества так и останется загадкой. А ограничение потребителей этой зимой, как и следующей, остается наиболее эффективной мерой по недопущению аварий при прохождении осенне-зимнего максимума нагрузки.
Во-вторых, сами производственные мощности отечественного энергетического машиностроения не позволят осуществить планируемые вводы.
За последние пять лет в России было введено менее 9 гВт энергомощностей, то есть ежегодный темп ввода был ниже 2 гВт в год, в том числе атомных мощностей — менее 0,7 гВт. Отсутствие спроса со стороны российских энергетиков на продукцию энергетического машиностроения привело к тому, что производители переориентировались на мировой рынок, куда поставляется 70% продукции энергомаша. Использование производственной мощности по паровым и газовым турбинам в России составляет 23-50%, по котлам — 18%, по генераторам к паровым, газовым и гидравлическим турбинам — 60%. Низкое использование среднегодовой мощности привело к консервации до 50% производственных площадей.
Все производственные мощности отечественного энергомаша — наследие СССР. В период 1970-1975 годов ежегодные темпы вводов составляли 9 гВт энергомощностей, в 1976-1980 годах — 10 гВт, 1981-1985 годах — 9 гВт, в 1986-1990 годах — 7 гВт. Однако на текущий момент научно-производственный потенциал отечественного энергетического машиностроения может обеспечить поставку оборудования для генерации в объеме только 5 гВт. Производственный потенциал отечественного энергомашиностроительного комплекса в сравнении с советским периодом в значительной степени потерян. На многих предприятиях оборудование не обновлялось 15-20 и более лет. По данным Росстата, износ основных фондов в отечественном энергомаше составляет 53%. Численность работников инженерно-технических специальностей сократилась вдвое, а доля работников в возрасте старше 50 лет составляет 40% от общего числа занятых в отрасли.
Но если мощности отечественного энергомаша позволяют нам вводить 5 гВт в год, то в соответствии с планами РАО "ЕЭС России" и "Росэнергоатома" в 2009 году мы должны выйти на уровень ежегодных вводов более 6 гВт, а после 2010 года — порядка 10 гВт. Причем на практике объем выпускаемой продукции должен быть еще больше, так как необходимо обеспечивать и экспортные контракты.
Это речь идет о возможности, а теперь попробуем сравнить их с потребностями.
Инвестиционная программа РАО "ЕЭС России" на 2006-2010 годы составляет 2,1 трлн руб., 1 трлн руб. из которых будет направлен на развитие генерирующих мощностей. Реализация пятилетней инвестиционной программы холдинга должна позволить обеспечить ввод в эксплуатацию 20,9 гВт генерирующих мощностей, в том числе 16,5 гВт тепловой мощности (включая техперевооружение) и 4,4 гВт ГЭС.
Также в период до 2010 года по программе правительства Москвы будет введено 2 гВт генерирующих мощностей.
В соответствии с ФЦП "Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007-2010 годы и на перспективу до 2015 года" к окончанию срока ее реализации (2015 год) будет введено в строй десять энергоблоков суммарной установленной мощностью 9,8 гВт и еще десять энергоблоков будут находиться на различных стадиях строительства. В результате реализации программы планируется достройка энергоблока #2 Ростовской АЭС (ВВЭР-1000) и энергоблока #4 Калининской АЭС (ВВЭР-1000), строительство энергоблока с реактором БН-800 на Белоярской АЭС. Начиная с 2007-2008 годов будет осуществляться строительство трех новых типовых серийных энергоблоков с реакторами типа ВВЭР-1000 на Нововоронежской АЭС-2 и Ленинградской АЭС-2 со сроками ввода в эксплуатацию в 2012-2013 годах. Начиная с 2009 года планируется строительство ежегодно двух новых типовых серийных энергоблоков с реактором типа ВВЭР, цикл строительства которых составляет пять лет.
Однако если посмотреть на возможности заводов, ввод новых газовых турбин ограничивается 1,5 гВт в год. При этом развитие газовой генерации рассматривается ЕЭС России приоритетным. Так, к 2015 году соотношение парогазовых и паросиловых мощностей, работающих на природном газе, должно быть доведено до уровня 50x50 при текущем соотношении объема выработки 80x20 в пользу паросилового оборудования, а к 2030 году в российской энергетике должна быть прекращена эксплуатация оборудования, работающего по паросиловому циклу.
Наиболее спорным представляется развитие атомной энергетики. В рамках реализации проекта строительства 40 гВт АЭС в период до 2030 года Росатом планирует выйти с 2012 года на уровень ежегодных вводов 2 гВт атомных энергоблоков. Средний ежегодный объем вводов атомных энергоблоков в последние годы составляет менее 0,7 гВт, включая строительство АЭС за рубежом. Соответственно, программа требует увеличения вводов в три раза. Если Россия планирует сохранить свои традиционные зарубежные рынки атомного энергомашиностроения, то необходимо довести суммарный объем вводов энергоблоков до 2,7 гВт в год, то есть увеличить производство в четыре раза от нынешнего уровня. Кроме того, необходимый сегодня ежегодный темп вводов атомных мощностей (2,7 гВт) превышает темпы вводов в СССР (2 гВт), производственный и кадровый потенциал которого в области атомного машиностроения в значительной степени потерян. В текущих условиях отечественные производители не смогут обеспечить уровень ввода атомных мощностей выше 1 гВт в год. При этом в реализации атомных проектов Россия зависит от других стран (в частности, Украины), на территории которых после распада СССР осталась часть производственной цепочки атомного машиностроения. Например, рынок паровых турбин для АЭС разделен между ОАО "Ленинградский металлический завод" и ОАО "Турбоатом" (г. Харьков) в соотношении 60% и 40% соответственно.
Объединенные силы
Таким образом, видно, что при сохранении существующих тенденций развития отечественного энергомашиностроительного комплекса у энергетиков не останется другого выбора, кроме как размещать заказы на поставку оборудования за рубежом. Причины и в ограниченных возможностях производственных мощностей, и в технологическом отставании по некоторым направлениям.
Но в случае целенаправленного использования импортного энергооборудования российская энергетика попадет в зависимость от иностранного производителя, а отечественное энергомашиностроение навсегда отстанет от мирового уровня.
Положительной тенденцией в этой связи является усиление внимания энергетиков к отрасли. Переориентация отечественного машиностроения на внешние рынки качественно разобщила спрос и предложение на отечественном рынке энергетического оборудования. Но этот же процесс породил идею создания национальной энергомашиностроительной компании и переориентации производителей на внутренний рынок.
Этим летом Герман Греф в качестве члена совета директоров РАО "ЕЭС России" предложил создать национальную энергомашиностроительную корпорацию на базе ОАО "Силовые машины". В сентябре на пост генерального директора "Силовых машин" был избран Борис Вайнзихер, технический директор РАО "ЕЭС России". И это назначение знаменательно, так как на сегодняшний момент именно господин Вайнзихер в РАО занимается стратегией развития электроэнергетики.
Одновременно была утверждена концепция развития ОАО "Силовые машины". Новое приоритетное направление деятельности ОАО "Силовые машины" — расширение масштаба работы компании на внутреннем рынке. Предполагается перераспределение структуры портфеля заказов ОАО "Силовые машины" в сторону увеличения заказов с российского рынка более чем в три раза. Тогда как сегодня доля зарубежных заказов компании превышает 80%. При этом концепция предусматривает, что доля оборудования, произведенного ОАО "Силовые машины", на российском рынке газовых турбин может превысить 80%, тогда как объем российского рынка газовых турбин до 2011 года оценивается в 14-16 тыс. МВт. Для этих целей создается газотурбинный дивизион, в рамках которого Siemens будет осуществлять передачу газотурбинных и парогазовых технологий.
Но несмотря на эти положительные тенденции, для восстановления и развития отечественного энергомашиностроительного комплекса потребуется не менее пяти лет, а через пять лет в соответствии с планами мы должны вводить более 10 гВт в год, что крайне трудно реализовать. Поэтому можно с уверенностью констатировать, что дисбаланс между производственными возможностями российского энергомашиностроения и потребностями отечественной электроэнергетики в энергетическом оборудовании — главный риск в дальнейшем развитии энергосистемы страны, а значит, и всей экономики России.