Российская идеология рыночных реформ в электроэнергетике предусматривает возможность учиться у стран, приступивших к разгосударствлению отрасли четверть века назад.

Правда, при публичном обсуждении этой темы, особенно в кругу непрофессионалов, упор часто делается скорее на ожидаемые результаты реформы, чем на промежуточные этапы реформирования и возможные риски. Между тем российским энергетикам стоит учитывать опыт зарубежных коллег в плане продуманности и координации действий, тем более что некоторые из предлагаемых рецептов доказали свою целесообразность еще при построении советской энергетики. Так считает Евгений Ильин, руководитель департамента развития дивизиона КЭС-Трейдинг:

– Когда мы рассуждаем о реформировании российской электроэнергетики, разговор нередко сводится к разгосударствлению РАО ЕЭС и его последствиям, привлечению новых стратегических инвесторов, формированию рынка электроэнергии. Между тем перевод энергетики на рыночные рельсы – не цель, а средство, необходимое для повышения надежности российской электроэнергетики, ее модернизации, возможности ответить на ожидаемый рост потребления электроэнергии. Как решалась эта задача за рубежом? В какой степени были учтены эти уроки при реформировании российской энергетики?

– Прежде чем рассуждать об уроках для российской энергетики, давайте вспомним схему действий, основной алгоритм, алгоритм, согласно которому осуществлялась модернизация энергетики в странах Евросоюза. Прежде всего, для повышения конкурентоспособности было резко сокращено наличие резервных мощностей в энергокомпаниях (с 20‑30 до 6‑10 процентов). Рынок снял ответственность за поддержание резерва на существовавших ранее вертикально интегрированных компаниях, и резерв стал общим для всех компаний, участвующих в рынке.

Это привело к тому, что часть морально и материально устаревшего оборудования была выведена из эксплуатации, при этом вывод оборудования в большей степени определялся самой генерирующей компанией. Дальнейший рост спроса на электроэнергию породил необходимость ввода современного, конкурентоспособного оборудования. Сейчас в странах ЕС идет процесс активного строительства новых мощностей, с использованием самых современных парогазовых энергоблоков и мощных блоков на твердом топливе на супер-сверхкритические параметры.

Как видим, внедрение рыночных принципов в электроэнергетике привело к ускорению процесса обновления оборудования и ввода новых технолоий. Этот процесс сопровождался некоторым снижением цен на электроэнергию или же стабилизацией цен на определенном отрезке времени.

– Работает ли эта схема в России? Судя по промежуточным результатам реформирования энергетики, задача замены устаревших мощностей осуществляется с заметным трудом.

– Переход от государственной к частной собственности в энергетике России тоже предусматривал привлечение средств для развития и ввода новых мощностей. В настоящее время процесс застопорился, так как до сих пор не принято решение о стоимости вновь вводимых мощностей.

Вторым фактором, тормозящим процесс модернизации, являются препятствия к выводу устаревших мощностей. Если вы намерены ввести новую мощность в 100 МВт и при этом вывести морально и физически устаревшую мощность в 50 МВт, то ввод новой мощности будет засчитан только в виде разницы, в данном случае – 50 МВт. В результате генерирующие компания вынуждены поддерживать старое оборудование. Зачастую затраты на его сохранение соизмеримы со стоимостью новой мощности. Так, затраты на поддержание старого оборудования на давление 40 кг/см² составляют на отдельных станциях до 400 000 рублей на МВт/месяц и больше. Решение этого вопроса хотя бы путем разрешения вывода 50 процентов мощности от вновь введенного оборудования позволило бы ускорить процесс модернизации.

Кроме этого, часть установленного оборудования, в частности турбины типа Р и ПР, в настоящее время находится в консервации, его мощность не оплачивается, затраты на содержание ложатся на действующее оборудование. При этом вероятность расконсервации и использования этого оборудования в будущем в большинстве случаев очень мала. Вывод такого оборудования позволил бы генерирующим компаниям высвободить часть средств и использовать их для ввода новых мощностей.

Но разработка стимулов, повышающих привлекательность ввода новых мощностей, – не единственное условие модернизации российской генерации. Другая важнейшая предпосылка – развитие новых технологий, подразумевающая не только покупку оборудования, но и участие отечественных машиностроительных фирм и энергокомпаний в совместных исследованиях перспективных технологий. И в этом отношении нам есть чему поучиться у зарубежных коллег. Например, страны ЕС совместно с ведущими энергомашиностроительными фирмами и энергокомпаниями проводят исследования по переходу паротурбинных станций на параметры до 700‑750 °С. Эти исследования проводятся при совместном участии как самих компаний, так и государств – членов ЕС. Стоимость таких исследований составляет сотни миллионов евро, а планируемое строительство пилотного энергоблока обойдется в 3000‑3500 евро за кВт.

Теоретически аналогичный подход к проведению системных исследований мог бы стать очень перспективным для России. Проблема в том, что ни одна генерирующая компания России не в состоянии обеспечить финансирование исследований такого уровня. Поэтому российским энергомашиностроительным компаниям целесообразно интегрироваться с западными фирмами, принимая на себя обязательства по проведению определенных этапов исследований. Это позволит быстро перенимать опыт западных стран и готовить собственных специалистов – как при стажировке последних в западных компаниях, так и при приглашении западных профессионалов для работы в энергомашиностроении России. Такой подход не является чем‑то принципиально новым для нашей страны. Вспомним, что СССР направлял на стажировку в ведущие научные институты и лаборатории своих молодых специалистов в 20‑30-х годах прошлого столетия. В дальнейшем большинство из них стали ведущими учеными не только отечественного – мирового масштаба.

Еще одна область, в которой нам следует поучиться у европейских коллег, – это опыт работы по проработке и принятию масштабных инвестиционных решений. В качестве примера можно привести опыт компании RWE по строительству блока мощностью 1050 МВт на суперсверхкритические параметры пара. Подготовка к строительству и само строительство продолжались более 6 лет, при этом был досконально изучен опыт других фирм в строительстве таких объектов. Одно только определение лучших металлов для пароперегревателей, проводившееся силами самой компании и специальных институтов, заняло 2 года. В результате специалисты сделали выбор в пользу продукции японских металлургов. Построенный блок успешно и надежно работает в течение нескольких лет.

Совсем иной подход к делу продемонстрировали первые итоги кампании по вводу новых мощностей, подготовленной РАО ЕЭС. Как известно, разработчики программы ставили задачу ввести в течение 10 лет более 40 тысяч МВт, при этом половина из них была запланирована на 2009‑2012 годы. В течение 3‑6 месяцев необходимо было подготовить обоснования по вводу мощностей. Делались эти обоснования, что называется, «на коленке», в большинстве случаев – своими силами, с минимальным привлечением специалистов.

Энергомашиностроение России и подрядные организации оказались попросту не готовы к таким масштабам. Да и целесообразность проектов далеко не всегда была обоснована. Поэтому с приходом новых собственников практически все эти проекты пересматриваются и заново согласуются, в том числе и пришедшими на наш рынок западными компаниями-стратегами.

Еще один существенный изъян российского подхода к строительству новых энергетических объектов – склонность экономить на предварительной проработке проекта, даром что масштабы такой экономии мизерные. В результате в процессе реализации выясняется несоответствие многих параметров. Как правило, проект зависает на стадии уже выполненной половины работы, что создает необходимость проводить срочную состыковку. Все это приводит к долгостроям, омертвению гигантских капиталовложений, к тому, что реализуемый проект теряет привлекательность и эффективность.

Еще одно «модное» заблуждение отечественных энергокомпаний – так называемое строительство «под ключ» (EPC). Почему‑то принято считать, что если объявить конкурс на строительство энергоблока (станции) «под ключ», то придет ЕPC-контрактор, сделает все в лучшем виде и избавит от необходимости работать самим. В реальности у потенциального подрядчика просто нет времени на проработку проекта. В его распоряжении – максимум три месяца на подготовку предложения. Если компания сама не отработала проект, никто не выполнит эту задачу за нее. За рубежом эту проработку проводят сами энергетики или специально привлеченные для этой цели компании в течение года или даже нескольких лет. Только когда все параметры проекта, в том числе и сметная часть строительства, становятся ясными, объявляется конкурс на строительство. В результате и стоимость не завышается, и сроки строительства выдерживаются.