ГЭС, АЭС и много ТЭС

13.11.07

Анализ доклада главы Минпромэнерго и инвестпрограммы РАО «ЕЭС России» показывает, что доклад не соответствует мировым тенденциям, а заявленные параметры программы не будут достигнуты в срок.

За последний год число упоминаний инвестиционной программы РАО «ЕЭС России» было столь велико, что, наверное, большинство людей, хоть как-то интересующихся вопросами развития страны, знают о ее существовании.

Мы сделали попытку проанализировать саму инвестпрограмму РАО ЕЭС (далее инвестпрограмма РАО) на основе материалов выступления председателя правления РАО «ЕЭС России» Анатолия Чубайса и доклада «Об обеспечении экономики страны электроэнергией и газом» руководителя Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации (далее Минпромэнерго)Виктора Христенко на заседании Правительства Российской Федерации. Эти два документа являются основополагающими для развития российской энергетики на ближайшие годы.

ЧТО ИМЕЕМ

В качестве основы для определения потребностей населения и промышленности в электроэнергии обратимся к докладу руководителя Минпромэнерго. Прогноз будущего спроса, приведенный в этом документе, принят в качестве отправной точки для последующего анализа без критических замечаний. Согласно докладу, среднее ежегодное значение роста потребления электроэнергии в последние пять лет составляло 2%, при этом в течение 10 месяцев 2006 года произошел скачкообразный рост в размере 4,7% (по данным, озвученным в инвестпрограмме РАО, по итогам года он составил 4,2%). Опережающий рост произошел в основном за счет сферы услуг, ЖКХ, строительства, промышленности строительных материалов, пищевой и добывающей отраслей. В 22 регионах, преимущественно европейской части России, опережающий рост составлял 5–8%. Среди представителей СФО в их число вошла Кемеровская область. При этом появились тенденции очень быстрого роста – в некоторых регионах по 8–10% в год, разуплотнения графика нагрузок, что потребует ввода мобильных мощностей (к ним прежде всего относят ГЭС), а также в связи с опережающим ростом потребления произошло снижение резерва мощности в некоторых регионах до уровня, не позволяющего выводить в ремонт и для модернизации устаревшую генерацию.

Минпромэнерго будущая потребность в электроэнергии с горизонтом в 2015 году при сохранении общей тенденции 2000–2005 годов оценивается в 1 230 млрд кВт•ч, а при сохранении темпов роста на уровне 2006 года и с учетом заявок на подключение новых потребителей – в объеме 1 426 млрд кВт•ч. При этом имеются варианты прогноза, при которых этот уровень может достичь значения в 1 600 млрд кВт•ч, но в этом случае и без того высокие показатели электроемкости ВВП будут достигать величин, при которых экономика страны станет во многом неконкурентоспособной, и поэтому в качестве базового сценария в докладе рекомендуется считать уровень 1 426 млрд кВт•ч.

Согласно прогнозам отраслевого органа власти, которые имели свое влияние на разработку и принятие новой инвестпрограммы РАО ЕЭС, в случае базового сценария развития электроэнергетики будущий среднегодовой прирост потребления будет равен 5%. Такой параметр является достаточно высоким, учитывая большой временной лаг между моментом начала возведения новых мощностей и введением их в строй. Но в случае пессимистичного варианта роста потребления до 1 600 млрд кВт•ч в 2015 году, это далеко не предел. Для соответствия будущим уровням потребления необходим опережающий ввод всех видов генерирующих мощностей. При том, что огромная доля уже имеющихся выработала свой ресурс (частично или полностью) и требует модернизации либо полной замены. В докладе прозвучали рекомендации вводить в строй новые ГЭС и АЭС максимально возможными темпами, а также увеличить темп ввода угольных тепловых электростанций до 2015 года по сравнению с периодом 2006–2010 годов в 10 раз.

Не меньшего внимания заслуживает раздел доклада, касающийся соответствия энергетической отрасли страны современным требованиям, а именно – в части структуры прироста мощностей. В настоящее время в нашей стране доля газа в общем энергопотреблении составляет 48%, в теплогенерации 66%. Структура энергомощностей России четко отражает затянувшуюся «газовую паузу», планировавшуюся в качестве временной меры для того, чтобы дать время подготовить новые эффективные и экологически чистые технологии в угольной и атомной энергетике. Доля угля в топливном балансе всей страны составляет 26%. В среднем в мире в 2000 году соотношение потребления угля, нефти и газа составило 26%, 39% и 23% соответственно, и еще 12% пришлось на долю прочих энергетических ресурсов.

По разным прогнозам, к 2010 году дефицит газа может достигнуть: по мягким оценкам – 30–120 млрд куб. м, по жестким – 100–150 млрд куб. м. Последний вариант вполне реален. Но экономичность и экологическая чистота газа проявляются только в сравнении с устаревшими угольными технологиями, развитие которых также было задержано «газовой паузой». К 2010 году целевое соотношение цены угля и газа может достигнуть – 1:1,7 по условной тонне топлива.

В связи с указанными факторами Президент РФ в последнее время неоднократно заявлял о необходимости увеличения доли угля в топливном балансе страны. И что мы видим в докладе Минпромэнерго? То, что к 2010 году доля угля не изменится, а доля газа даже возрастет на 2% до 68% (за счет снижения вклада мазута). Интерес представляет показатель структуры прироста мощностей. За период с 2006 по 2010 год он должен составить: газовых ТЭС – 15,1%, ГЭС – 5,5%, АЭС – 2,4%, а угольных ТЭС всего 2,5%.

Но в последующих периодах Минпромэнерго рекомендует увеличить программу ввода угольных ТЭС в 10 раз, в базовом варианте сценария развития событий. Структура прироста мощностей на период с 2011 по 2015 год выглядит так: газовые ТЭС -18,9%, угольные ТЭС – 18,3%, АЭС – 9,6% , ГЭС – 10,5%. Это уже хоть как-то похоже на попытку изменить структуру топливного баланса.

На самом деле ситуация дефицита уже сейчас требует введения любых современных эффективных генераций, к коим, безусловно, относятся газовые ТЭС, строящиеся на основе газотурбинных установок, перешедшие 50−процентный порог КПД. Но такая логика не должна становиться доминирующей. Объективно, кроме склонения в сторону газовых ТЭС в период до 2010 года, по сути, в докладе рекомендуется развивать и другие виды генераций. Что логично, поскольку нельзя допускать перекоса в сторону того или иного типа выработки энергии.

В докладе содержится общая рекомендация вводить мощности ГЭС и АЭС максимально возможными темпами. Упоминание ГЭС не вызывает никаких вопросов, поскольку их мощности находятся вне конкуренции по множеству параметров – они относятся к возобновляемым источникам энергии, используются для регулировки системных пиковых нагрузок, быстро выходя на заданную мощность, а их энергия достаточно дешева. В условиях единой энергосистемы и ситуации возрастания пиковых нагрузок из-за возросшего потребления населением и сферой услуг второе качество становится особенно ценным. АЭС же используются для обеспечения базовых, постоянных режимов. Они не могут работать в соответствии с переменным режимом потребления электроэнергии, который зависит от времени суток, поскольку долго выходят на заданную мощность. Но в европейской части страны атомная энергетика все же необходима, так как полный перевод на уголь приведет к тому, что железная дорога не сможет транспортировать такой объем угля.

ЧТО ХОТИМ

Вняв прогнозам Минпромэнерго, в феврале 2007 года, всего через полгода после принятия наделавшей много шума первой версии инвестиционной программы, РАО ЕЭС меняет ее основные параметры в сторону увеличения, среди которых был пересмотрен один из ключевых – цифра ввода генерирующих мощностей возросла с 20,9 ГВт до 40,9 ГВт.

Ключевым механизмом инвестпрограммы РАО являются поступления от размещения (IPO) дополнительных акций генерирующих компаний (ОГК и ТГК). Общий планируемый объем средств от этих мероприятий только до 2008 года включительно должен составить 421,6 млрд рублей. Только в 2007 году должно быть проведено 15 IPO, что, по словам Анатолия Чубайса, приведет к «разворачиванию конвейера IPO».

Сделаем смелое допущение, что механизм конвейера не даст сбоев и требуемые средства вполне возможно на нем изыскать. И что тогда?

На полученные деньги до 2010 года планируется ввести 40 900 МВт мощностей. Интересно, что в представленную программу РАО включены цифры по вводу мощностей не только самого холдинга. Прочие вводы составляют 6 657 МВт. Следовательно, огромная цифра за вычетом прочих становится существенно меньше, а именно 34 243 МВт. Расклад по годам представляет особый интерес и в особенности данные за три года. В 2008 году планируется ввести 2 234 МВт, в 2009−м – 9 220 МВт и в 2010−м – 19 255 МВт мощностей соответственно. 

Динамика впечатляет и потому вызывает опасения. Создатели программы и сами считают эти темпы высокими, но при этом реализуемыми. Факт для сравнения: в рекордном 1985 году в России было введено в строй 8,9 ГВт мощностей. При этом в 1985 году для достижения этого показателя существовала и действовала вся необходимая база – множество проектных организаций, существовала система ПТУ, в полную силу работал энергомашиностроительный комплекс. Уже сейчас большинство специалистов, с которыми удалось побеседовать, едины во мнении, что программа не будет выполнена в поставленные сроки. Во многих смежных отраслях слишком много трудностей. Условно их можно разделить на четыре группы: проблемы общего характера, проблемы проектирования, проблемы при приобретении основного оборудования российских производителей и проблемы при осуществлении строительных, монтажных и пусконаладочных работ.

В первой группе целый список, а именно: рынки услуг по проектированию и строительству генерирующих мощностей слабо концентрированы; существует несколько относительно крупных игроков, которые могут успешно реализовать проекты по строительству под ключ (российских и зарубежных), и уже сейчас конкуренцию российским инжиниринговым компаниям составляют зарубежные; частично утеряны компетенции по проектированию и строительству генерирующих мощностей вследствие небольшого объема их ввода в последние 15 лет (1,5–2 ГВт ежегодно). Вследствие чего для клиентов и участников рынка возникают значительные риски перерасхода средств при реализации инвестпроектов и дальнейшем функционировании объектов, а также увеличение сроков реализации инвестпроектов.

В числе проблем второй группы проектирования в современных условиях сжатых сроков числятся: дефицит мощностей проектных организаций; небольшое количество опытных высококвалифицированных главных архитекторов и инженеров проектов, менеджеров проектов, проектировщиков, конструкторов, готовых работать в современных условиях; отсутствие программ территориального планирования и обновленных генеральных планов развития городов. А также небольшое число институтов, способных выполнить полный комплекс работ по проекту; неконкретность, недостаточность данных в технических заданиях (ТЗ) и/или существенное изменение ТЗ заказчиком в процессе проектирования. И многие-многие другие. Отсюда следует невысокое качество проектирования (применение устаревшего оборудования, повышение металло– и материалоемкости, стоимости инвестпроектов, нетехнологичные компоновки зданий и сооружений, оборудования, неудобство дальнейшей эксплуатации систем, снижение экономичности и экологичности в эксплуатации). С конкретным набором проблем столкнулись уже сейчас, поскольку этап проектирования стоит одним из первых при реализации программы. Уже сейчас все имеющиеся проектные организации перегружены.

В числе трудностей при приобретении основного оборудования российских производителей значатся: дефицит мощностей производителей; отсутствие новых освоенных, современных технологических решений по некоторые видам оборудования – причем на фоне возрастания потребности в применении основного оборудования с высокими технико-экономическими показателями и высокой экологичностью; ограниченный доступ производителей к современным технологиям и конструкторской документации зарубежных компаний; небольшое количество опытных высококвалифицированных конструкторских кадров на заводах-изготовителях; неготовность смежных отраслей в России производить продукцию, необходимую для энергомашиностроения.

Последствиями обозначенных проблем при приобретении российского основного оборудования будут несоблюдение сроков поставки, завышенные затраты при приобретении по сравнению с аналогичным иностранным оборудованием и пресловутый перерасход средств при реализации проекта и эксплуатации объекта. Однако покупка зарубежного оборудования не панацея, поскольку чревата высокой ценой сервисного обслуживания (включая стоимость запчастей) и удорожанием его стоимости вследствие сертификации по российским нормам и стандартам, транспортировки, таможенного контроля. Кроме того, мировой рынок энергомашиностроения достаточно дефицитен. Сможет ли он поработать и на нас? При ответе на вопросы, после представления инвестпрограммы, Анатолий Чубайс открыл-таки «секретный резерв главного командования на совсем тяжелый случай», когда отечественное и западное машиностроение не сможет справиться с заказами – это китайский энергомаш. В 2006 году в Китае было введено 103 ГВт мощностей, и доля китайского оборудования составила 90%. Согласно его логике, «если ты умеешь делать оборудование для строительства 103 гигаватт, сделать еще 20 – не вопрос».

Что ж, может быть, в его словах есть доля правды, но если через подобную призму рассматривать и другие проблемы, то получается, что всю энергетику нам должны построить китайцы. Подобный подход применим для колониального государства, но не России, пока еще претендующей на самостоятельность. Ведущие западные производители, как ни странно, пока весьма неохотно приходят на наш рынок. Несмотря на присутствие таких имен, как Siemens, Alstom и некоторых других, объемы поставляемого ими оборудования пока невелики, и они не собираются резко наращивать мощности под нашу страну. Возможно, ситуация может измениться в лучшую сторону. Пока же при таком раскладе нам действительно остается уповать на самих себя и иметь в виду китайцев.

И наконец, при осуществлении строительных, монтажных и пусконаладочных работ имеется явный дефицит мощностей строительных, монтажных и пусконаладочных организаций при одновременной реализации большого числа инвестиционных проектов; малый опыт управления проектами с применением современных технологий; дефицит персонала строительно-монтажных специальностей и ИТР; низкая производительность труда в российских строительно-монтажных организациях. Наличие этой группы проблем также приведет к увеличению сроков строительно-монтажных и пусконаладочных работ и последующему удорожанию их стоимости.

НЕУТЕШИТЕЛЬНЫЕ ПРОГНОЗЫ

При подведении итога всему вышесказанному напрашиваются неутешительные выводы, в частности – сроки реализации инвестпрограммы придется значительно сдвинуть. Но это чревато увеличением стоимости строительства и возникновением трудностей с получением средств для финансирования проектов. Ведь IPO – не единственная строка финансирования, и на ее долю приходится 12,6% общей суммы инвестпрограммы. Так, доля собственных средств на ее реализацию составляет 28,3%, доля привлеченных средств – 14,7%, средств от продажи активов – 8,4%, средств федерального бюджета – 7,2%, и достаточно большой вес имеет графа «Прочие» с долей в 9,4%. То есть невыполнение поставленных планов может самым непосредственным образом сказаться и на вопросах финансирования.

С позиций приведения энергетики в соответствие с современными требованиями инвестпрограмма в общих чертах увязана с точкой зрения, представленной в докладе Минпромэнерго. Касательно соответствия отечественного основного энергетического оборудования ведущим мировым образцам можно отметить следующее: по заявлениям Чубайса, отставание от мирового уровня по паровым турбинам составляет три-пять лет, по турбогенераторам «немножко отстали», по газовым турбинам – «отстали очень сильно», и только гидравлические турбины и гидрогенераторы находятся на мировом уровне.

Относительно котельного оборудования и связанного с ним будущего приоритета угля в топливном балансе отрасли и страны можно сказать следующее. Из-за «газовой паузы» темпы запуска угольных ТЭС были значительно ниже газовых, по этой причине вводились в строй блоки, основы которых были разработаны еще в 1960–70−х годах с КПД 30–35%. А в мире с середины 1970−х в энергетических установках широко используются котлы с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС). Эта технология применена уже более чем на 300 объектах суммарной мощностью более 40 тыс. МВт. Единичная мощность энергоблоков с котлами ЦКС достигла 300 МВт. Но в России до сих пор не построено ни одного блока большой энергетики на основе такого котла. Предприятия страны не могут их спроектировать и не располагают технологией их производства. Завод «ЗиО-Подольск» принялся проектировать несколько котлов совместно с иностранным партнером. Помимо ЦКС имеется еще целый ряд перспективных технологий сжигания угля, по которым наша страна имеет отставание.

В отношении абсолютно новых технологий РАО ЕЭС активно пиарит приливные электростанции – первый гидроагрегат был спущен на воду в конце прошлого года в Северодвинске. Однако представляется, что пока нельзя возлагать никаких надежд на проект, который еще не прошел стадию опытного образца. Поживем – увидим.

На просьбу оценить конкурентоспособность и загруженность российского энергомашиностроения и его способность справиться с поставленными задачами, от Чубайса был получен ответ, смысл которого буквально свелся к тому, что, дескать, РАО ЕЭС два года назад приобрело компанию «Силовые машины» (СМ) под лозунгом «развития отечественного энергомашиностроения». Но все развитие, как следует из дальнейших слов, свелось к замене менеджмента СМ, а также к тому, что в разработанной инвестпрограмме РАО отдельно учтены интересы СМ. Учет интересов СМ в программе действительно присутствует, но касается он только финансовых показателей. Объем продаж должен возрасти с 680 млн долларов в 2006 году до 1 500 млн долларов в 2010 году. Доля экспорта должна снизиться с 80% до 40%, а производственные мощности увеличены с 8 ГВт до 17 ГВт в тех же временных границах. Не забыли обозначить и объем инвестпрограммы для СМ, равный 1 млрд долларов, а также прописать основные источники финансирования. Однако ни слова не сказано о том, как предполагается достичь планируемых производственных показателей и решить обозначенные нами выше проблемы, стоящие намного острее финансовых вопросов. Остальные производители основного оборудования отмечены в рамках параметра планируемых расходов на закупку основного теплоэнергетического оборудования по объектам генерации ОГК и ТГК. Их общий объем за период с 2006 до 2010 год должен составить 694,9 млрд рублей, а по годам должен вырасти с 29,8 млрд рублей в 2006 году до 210,3 млрд в 2009−м и 212,4 млрд рублей в 2010 году соответственно. И все. Ни слова о том, смогут ли вообще предприятия их освоить.

Резюмируя все вышесказанное, следует отметить, что намеченная Минпромэнерго структура топливных балансов России в целом и энергетики в значительно большей степени не соответствует мировым тенденциям. А главное – очень амбициозная и масштабная инвестпрограмма российской энергетики РАО ЕЭС не будет выполнена в полном объеме в заявленные сроки. Для того чтобы убедиться в этом, достаточно подождать год-другой и надеяться, что прогнозируемые Минпромэнерго темпы роста энергопотребления не сбудутся. А пока перспективы будущего созидания в экономике на примере отдельно взятой энергетической отрасли не очень радужные.

Вадим Чухонцев

Источник: «Эксперт Сибирь»