Генеральная схема подключения

Растущая экономика страны потребляет все больше электроэнергии, и электроэнергетика отвечает на этот спрос грандиозными планами развития. Однако сможет ли промышленность России, в частности энергетическое машиностроение, обеспечить выполнение этих планов?

Запросы электроэнергетики

Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года была одобрена на заседании правительства РФ 19 апреля 2007 года. Основным ориентиром для разработчиков генсхемы электроэнергетики стал прогноз, в соответствии с которым электропотребление к 2015 году вырастет на 1426 млрд кВт ч по базовому и на 1600 млрд кВт ч по максимальному варианту. Для 2020 года эти показатели составляют 1710 млрд кВт ч и 2000 млрд кВт ч соответственно (см. таблицу 1).

На заседании правления РСПП 2 октября 2007 года министр промышленности и энергетики Виктор Христенко заявил, что генсхема будет внесена в правительство РФ до конца октября. По его словам, необходимость максимально ускорить процесс ее принятия обусловлена тем, что этот документ станет ориентиром для многих смежных отраслей, в том числе для энергомашиностроения.

Программой развития РАО "ЕЭС России" на краткосрочную перспективу является Инвестиционная программа холдинга РАО "ЕЭС России" на 2006-2010 годы. Согласно этой программе, энергокомпании холдинга планируют строительство тепловых электростанций общей установленной мощностью 33 ГВт. Общий объем финансирования инвестпрограммы составит 3,1 трлн рублей, из которых в строительство новых энергоблоков генерирующие компании направят 1,8 трлн рублей, на развитие сетевой инфраструктуры — более 1,3 трлн рублей. На закупки основного теплоэнергетического оборудования (генераторы, турбины и т. п.) планируется затратить более 690 млрд рублей.

Чем же могут ответить на такой внушительный заказ российские производители?

Вопрос качества

Качество энергетического оборудования можно условно разделить на две составляющие — технико-экономические показатели и надежность.

По надежности российское энергетическое оборудование не уступает, а во многом и превосходит зарубежные аналоги. Причем по количеству наработанных часов эксплуатации продукция ведущих российских предприятий энергомашиностроения намного превосходит аналогичные показатели многих зарубежных компаний.

Именно доказанная практикой надежность оборудования вкупе с конкурентоспособными ценами позволили российскому энергомашиностроению пережить период 1990-х годов, когда заказы от российской энергетики сильно сократились и предприятия были вынуждены переориентироваться на экспорт. Кроме того, парк энергетического оборудования накопил критическую степень износа, значительное количество оборудования эксплуатируется сверх нормативного срока службы на десять и более лет. Отсутствие в таких условиях крупных аварий также подтверждает высокий уровень надежности российского энергетического оборудования.

К сожалению, в отношении технико-экономических показателей продукции российские производители не могут похвастать такими же достижениями (см. таблицу 2). И хотя отставание характеристик отечественного энергетического оборудования от зарубежных аналогов еще не достигло катастрофического уровня, проблемы все-таки есть.

В настоящее время единственная область в тепловой энергетике, в которой Россия критически отстает от ведущих мировых производителей,— это энергетические газовые турбины большой мощности (150 МВт и более). Такие турбины используются на электростанциях парогазового цикла, когда тепловая энергия сгорающего топлива используется сначала в газовой турбине, затем направляется в котел-утилизатор, а образующийся пар вращает паровую турбину. Такие установки имеют на сегодняшний день максимальный КПД, который достигает 60%. Для сравнения: средний КПД российских тепловых электростанций составляет около 30-35%.

Отставание российских технологий в энергетических газовых турбинах от мирового уровня оценивается в 15-20 лет. В настоящее время лишь одна электростанция в России — Ивановские ПГУ (парогазовые установки) — полностью укомплектована основным оборудованием российского производства. Однако ее создание ведется с февраля 2005 года, и лишь в мае 2007-го была начата опытно-промышленная эксплуатация. Промышленная эксплуатация еще не началась, но это связано с тем, что первоначально на ПГУ были установлены газотурбинные двигатели ГТД-110 N1 и N2, которые не предполагалось оставлять в промышленной эксплуатации. Запуск энергоблока со штатными двигателями должен осуществиться буквально на днях. В Европе подобные станции запускаются в эксплуатацию за полтора года, а в Китае — за год. Кроме того, проектный КПД Ивановских ПГУ составляет лишь 51%.

Появление мощных газовых турбин российской разработки, чьи характеристики близки к уровню мировых лидеров, представляется в ближайшие несколько лет крайне маловероятным из-за высокой трудоемкости и ресурсоемкости. Однако технология ПГУ имеет слишком привлекательные параметры, чтобы можно было ею пренебрегать. Сейчас при создании ПГУ в России используются газовые турбины ведущих мировых производителей — Siemens, General Electric (GE), Mitsubishi Heavy Industries (MHI) и т. д.

Наиболее вероятное решение проблемы отставания в этой области — создание совместных с западными компаниями производств с передачей современных технологий. Например, ОАО "Силовые машины" уже имеет совместное с Siemens производство газовых турбин мощностью 160 МВт. В настоящее время решается вопрос о передаче российской компании лицензии на турбину мощностью 270 МВт. К сожалению, указанное СП не предполагает передачу технологий по производству ключевых элементов газовых турбин, а фактически осуществляет сборочное производство.

Аналогичное соглашение было подписано между MHI и группой "Ренова". Соглашение предполагает приобретение лицензий на производство газовых турбин мощностью до 270 МВт и паровых турбин мощностью до 660 МВт. При этом на период 2007-2009 годов планируется сборка турбин из японских узлов и комплектующих, а после 2010 года — значительная локализация производства. Тем не менее самые наукоемкие и высокотехнологичные, так называемые горячие, узлы будут производиться только в Японии, а ведь именно они являются сердцем турбины.

В угольной генерации в России наметилось отставание по КПД паросиловых энергоблоков. Несмотря на заявления российских производителей о потенциальной способности по производству оборудования для энергоблоков на суперсверхкритических (в англоязычной терминологии ultra-supercritical, USC) параметрах пара, до настоящего момента подобные блоки создавались лишь в рамках проведения исследований и являются опытными образцами. В то же время в Японии, Германии и Дании подобные энергоблоки работают уже в течение нескольких лет.

Котлы-утилизаторы российского производства, являющиеся составной частью ПГУ, вполне конкурентоспособны. Многие современные ПГУ в России, турбины для которых поставляются из-за рубежа, тем не менее, укомплектованы отечественным теплообменным оборудованием. Основной российский производитель котельного оборудования ОАО "ЭМАльянс" участвует в тендерах на строительство ПГУ совместно с компанией Alstom.

В атомной энергетике единственный параметр, определяющий отставание от зарубежных конкурентов,— это единичная мощность блока. Именно мощность энергоблока стала определяющим параметром, из-за которого "Атомстройэкспорт" проиграл тендер на постройку АЭС в Финляндии консорциуму Areva/Siemens. Строящийся европейский реактор EPR имеет расчетную мощность 1600 МВт, в то время как российские производители лишь планируют нарастить мощность ВВЭР (водно-водяной энергетический реактор) до аналогичной величины.

Что касается оборудования для гидроэлектростанций, то здесь отставания не существует.

Возможности производителей

Согласно данным Росстата, производственные мощности по выпуску основных видов энергетического оборудования по состоянию на 2006 год составляют: паровые турбины — 9100 МВт в год, газовые турбины — 2700 МВт в год, гидравлические турбины — 2600 МВт в год, котлы паровые производительностью свыше 10 тонн пара в час — 8200 тонн пара в час за год.

Крупнейший российский производитель турбинного оборудования и генераторов для турбин ОАО "Силовые машины" оценивает величину своих производственных мощностей по комплектам "турбина--генератор" в 8,8 ГВт. При этом учитываются возможности по паровым, газовым и гидравлическим турбинам. По заявлению представителей компании, эти цифры соответствуют максимальному объему выпуска оборудования, который был достигнут в годы наибольших объемов ввода новых генерирующих мощностей в СССР.

Данные статистики показывают теоретическую возможность имеющихся у российского энергомашиностроения производственных мощностей. Однако в течение 1990-х годов заводы были недозагружены, среднегодовой уровень использования производственных мощностей порой опускался до 10-20%, что привело к консервации части мощностей, а также к сокращению численности персонала. Поэтому реальные возможности отечественного энергомашиностроения целесообразнее оценить по фактическому объему производства за последние три года, поскольку ведущие компании утверждают, что их мощности в настоящее время имеют высокую степень загрузки.

Объемы выпуска основных видов энергетического оборудования за 2000-2006 годы представлены в таблице 3. Объем выпуска турбин за последние три года составлял в среднем около 5000 МВт в год, в том числе для тепловой генерации 3500-4000 МВт в год. В то же время объем выпуска паровых котлов и котлов-утилизаторов в переводе на мощность составлял приблизительно 1000 МВт в год. Такая диспропорция объясняется двумя причинами. Во-первых, часть турбин выпускается для модернизации уже существующих энергоблоков без замены котлоагрегата. Во-вторых, что более существенно, российские турбостроительные компании работают в значительной степени на внешние заказы, а производство котельного оборудования в меньшей степени ориентировано на экспорт.

Приведенные данные позволяют заключить, что отечественное энергомашиностроение в текущем состоянии, то есть без осуществления дополнительных инвестиций, способно обеспечить производство комплектов "котел--турбина--генератор" для угольных энергоблоков и ПГУ суммарно с комплектами "турбина--генератор" для гидроэнергетики на уровне 5 ГВт в год.

Закономерно, что в преддверии появления крупного заказа от электроэнергетики, связанного с реализацией параметров, заложенных в генсхеме и инвестпрограмме РАО ЕЭС, предприятия энергомашиностроения также приняли долгосрочные программы модернизации и развития производственных мощностей.

Инвестиционные планы

ОАО "Силовые машины" намеревается инвестировать в развитие производства $1 млрд до 2010 года. Объем продаж компании должен вырасти с $0,68 млрд в 2006 году до $3 млрд в 2015 году. Объем экспорта планируется увеличить более чем вдвое, однако с учетом прогнозируемого небывалого роста спроса на внутреннем рынке доля экспорта в общем портфеле заказов должна снизиться до 40%. Результатом реализации инвестпрограммы должно стать увеличение к 2015 году производственной мощности по комплектам "турбина--генератор" до 17 ГВт в год. При этом на долю паровых турбин различной мощности будет приходиться порядка 11 ГВт в год (см. график). Такая структура выглядит обоснованной, поскольку РАО ЕЭС заявило о стремлении увеличить долю угля в топливно-энергетическом балансе энергетики, для чего потребуется создание значительного количества угольных паросиловых энергоблоков.

Производитель газовых турбин НПО "Сатурн" в настоящее время имеет в производственной линейке энергетические турбины мощностью от 25 МВт до 110 МВт. За период с 2000 по 2006 год предприятие осуществило поставки турбин суммарной мощностью 380 МВт, в том числе впервые без поддержки изначального разработчика и производителя ГП НПКГ "Зоря-Машпроект" (Украина) произвело газовую турбину мощностью 110 МВт. В планах НПО "Сатурн" заполнить пробел в мощностях между 10 МВт и 110 МВт, для чего сейчас ведутся разработки турбин мощностью 12 МВт, 16 МВт, 25 МВт и 65 МВт. Кроме того, разрабатываются и более мощные модели — 140 МВт и 160 МВт.

ОАО "ЭМАльянс" также разработало инвестиционную программу, направленную на существенное увеличение производственной мощности своих предприятий. Сейчас компания декларирует возможность выпуска до 5,5 ГВт в год, из которых 3 ГВт приходится на котлы для паросиловых энергоблоков, 2,5 ГВт — на котлы-утилизаторы для парогазовых электростанций. В результате осуществления инвестиций в размере $120 млн до 2010 года планируется увеличить производственную мощность до 11,5 ГВт в год (см. график). В более долгосрочном периоде компания планирует вложить в развитие производства еще $300 млн и достичь объема производства котельного оборудования на уровне 19 ГВт в год. Успешная реализация программы развития позволит компании получить и выполнить до 80% заказов на котельное оборудование, обусловленных потребностью РАО ЕЭС.

Таким образом, в период 2011-2016 годов российские производители будут способны обеспечить ежегодный ввод приблизительно 6 ГВт парогазовых и 5,5 ГВт угольных электростанций, что полностью покрывает потребности энергетики по базовому варианту генсхемы. Но при этом практически не остается запаса мощности для работы по экспортным контрактам.

Мощностные нестыковки

Энергомашиностроители быстро откликнулись на заявленные объемы потребления со стороны электроэнергетиков. Если сложить суммарные производственные мощности основных производителей, которых они собираются достичь к 2011 году, то получится, что по всем типам энергетического оборудования российское энергомашиностроение уже на период 2011-2015 годов и далее сможет полностью выполнить заказ энергетики.

Однако не все так гладко. Дело в том, что машиностроители разрабатывали свои программы, не имея никаких ориентиров, кроме укрупненных показателей будущего спроса, которые были обнародованы на презентациях генсхемы и инвестпрограммы РАО ЕЭС. В результате возник ряд нестыковок, главной из которых является неизбежная нехватка производственных мощностей отечественного энергомашиностроения в период 2008-2011 годов.

Действительно, согласно инвестиционной программе РАО "ЕЭС России" на период 2006-2010 годов, более 90% вводов новых мощностей приходится на последние три года программы. Это означает, что в ближайшие три года необходимо закупать ежегодно 5 ГВт газовых турбин, в то время как суммарно в планах производителей заложено не более 2-3 ГВт в год. Паровых турбин потребуется порядка 7 ГВт в год, что сравнимо с производственными мощностями турбинных заводов. Но ведь ОАО "Силовые машины" в настоящее время на 80% работает на экспорт и даже к 2010 году не собирается снижать долю экспортных контрактов ниже 40%. Иными словами, в период 2008-2010 годов энергетики не получат в достаточном количестве ни газовых, ни паровых турбин отечественного производства.

Другой нестыковкой являются планы ОАО "ЭМАльянс" увеличить к 2011 году мощности по производству котлов-утилизаторов до 7 ГВт в год, в то время как потребность в них с 2011 года составит чуть более 2 ГВт в год. Возможно, в планах компании заложено существенное увеличение объема экспортных контрактов, однако, учитывая нынешнюю невысокую экспортную ориентацию ОАО "ЭМАльянс", создание таких производственных мощностей представляется в определенной степени избыточным.

Основной причиной возникновения этих нестыковок является отсутствие стратегии развития энергомашиностроения, хотя ее разработка была заложена в планах работы правительства РФ на 2006 год. Разработку стратегии отложили до момента утверждения Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. Это объяснялось необходимостью четко привязать параметры стратегии к объемным и техническим параметрам генсхемы, чтобы обеспечить максимальную комплектацию электроэнергетики современным и эффективным отечественным оборудованием. С учетом того, что генсхема была одобрена уже в апреле 2007 года, требуется ускорить процесс разработки стратегии развития энергомашиностроения.

Помимо согласования объемных показателей в стратегии обязательно должны быть прописаны перспективные требования к техническим параметрам оборудования: КПД, срок службы, периодичность плановых ремонтов и т. д. Представители РАО ЕЭС утверждают, что часть этих параметров уже заложена в генсхеме, однако сам текст генсхемы до сих пор не обнародован, публикуются лишь общие укрупненные показатели, которые с этой точки зрения неинформативны.

Однако никакими программными документами уже не удастся решить описанную выше проблему нехватки оборудования в ближайшие три года. Тем не менее следует минимизировать возможные риски. Одно из необходимых условий для ускорения производства энергетического оборудования — серийное производство. До сих пор создававшиеся в России генерирующие мощности в значительной степени являлись уникальными — в отличие от зарубежной практики, где наблюдается стремление максимально унифицировать проекты электростанций. Это не только сокращает время и стоимость разработки проекта, но также снижает сроки реализации проекта в целом. Так, за рубежом создание современной парогазовой электростанции с КПД порядка 60% осуществляется не более чем за полтора года.

В РАО "ЕЭС России" уже ведутся работы по внедрению системы типового проектирования станций. В марте 2007 года прошло совместное заседание НТС РАО "ЕЭС России", научного совета РАН по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики и НТС ОАО "Инженерный центр ЕЭС" на тему "Концептуальные предложения по унификации проектов при строительстве новых и модернизации действующих электростанций и котельных при разработке и реализации инвестиционной программы РАО "ЕЭС России" до 2020 года". На этом заседании было принято решение рекомендовать при создании новых тепловых станций различного типа использование одного из 11 типовых решений комплектации основным оборудованием. Данное решение будет зафиксировано приказом РАО "ЕЭС России", который должен быть издан в 2007 году. В качестве пилотной компании, в рамках которой будет отрабатываться весь комплекс вопросов, связанных с переходом на типовое проектирование, выбрано ОАО "Мосэнерго".

Внешнее наблюдение

Помимо разработки стратегии развития энергомашиностроения государство должно контролировать ситуацию с экспансией зарубежных производителей на российский рынок. В настоящее время в российской энергосистеме уже существует или находится в стадии строительства несколько генерирующих объектов, в той или иной степени укомплектованных основным энергетическим оборудованием производства зарубежных компаний — Siemens, GE, Alstom. Прежде всего речь идет о парогазовых электростанциях, которые комплектуются как минимум газовой турбиной, а иногда еще и паровой турбиной иностранного производства.

Соотношение потребностей электроэнергетики в энергетическом оборудовании и возможностей отечественного энергомашиностроения убедительно показывает, что даже при условии полного отказа от экспортных контрактов российское энергомашиностроение, по крайней мере, в ближайшие несколько лет не сможет удовлетворить запросы энергетики. В реальных же условиях около трети вновь создаваемых объектов в меньшей или большей степени будут укомплектованы зарубежным оборудованием. Иными словами, значительное увеличение доли зарубежных поставщиков на внутреннем рынке просто неизбежно. В отсутствие госконтроля возможен такой вариант развития событий, когда российские производители не получат того объема заказов, на который рассчитаны их программы развития, а доля зарубежного оборудования в российской электроэнергетике значительно вырастет, что представляет угрозу энергетической безопасности страны. Ведь срок службы оборудования составляет десятки лет, и в процессе эксплуатации требуются регулярные сервисные работы, плановые ремонты, закупки комплектующих. В случае зарубежных поставок в России не будет ни сервисных специалистов, ни производства требуемых комплектующих.

Наличие значительного платежеспособного спроса со стороны электроэнергетики и существенного роста потребления энергетического оборудования в России дает государству в руки мощный рычаг для воздействия на зарубежных производителей. Необходимо на государственном уровне зафиксировать такие условия допуска иностранных компаний на российский рынок, в которых им будет выгоднее создавать совместные производства с передачей современных технологий, нежели осуществлять прямые поставки оборудования, произведенного за пределами РФ, или создавать сборочные производства без передачи технологий.

Опыт таких стран, как Китай и Бразилия, показывает, что своевременное формирование необходимой нормативно-правовой базы позволяет не только подтолкнуть зарубежные компании к передаче современных технологий, но и заинтересовать их в создании экспортно-ориентированных наукоемких производств. При этом должны использоваться как стимулирующие, так и запретительные меры. К первым относятся отсрочка или освобождение от импортных пошлин при ввозе комплектующих и обрабатывающего оборудования, использование специальных налоговых режимов и т. д. Вместе с тем, предоставляя значительные льготы, необходимо четко сформулировать обязательства иностранных компаний по передаче технологий и локализации производства наукоемких комплектующих. Создание совместных производств должно обязательно сопровождаться не только передачей технологии, но и организацией конструкторских подразделений, которые будут способны в дальнейшем развивать и совершенствовать продуктовый ряд. Только обеспечение полноценного цикла разработки и сопровождения продукции на всех жизненных этапах можно расценивать как передачу технологий, и именно к таким условиям сотрудничества необходимо подталкивать зарубежные компании.

Что касается запретительных мер, то они должны коснуться иностранных инвестиций в стратегические отрасли, к которым относится и энергетическое машиностроение. В настоящее время многие страны осознали важность законодательной защиты национальных стратегических отраслей от значительного присутствия иностранного капитала, который может нести в себе потенциальную угрозу. Соответствующие законы уже приняты в США, ряде других стран, Евросоюз находится на стадии согласования такого законопроекта. В России законопроект, посвященный этим вопросам, уже разработан, но еще не принят. В результате решения об иностранных инвестициях в стратегические отрасли каждый раз рассматриваются индивидуально.

Василий Вячеславович Тиматков, руководитель отдела исследований машиностроительных отраслей АНО "Институт проблем естественных монополий", кандидат технических наук.