CC BY
40
ЭКО. - 2011. - №4
В современном мире энергетика является основой развития базовых отраслей промышленности, определяющих прогресс общественного производства. В России в ближайшие десятилетия электроэнергетика сохранит свою роль мощного стимула социально-экономического развития. В статье рассмотрены проблемы модернизации российской электроэнергетики, повышения эффективности производства электроэнергии. Проанализирован опыт внедрения инноваций в ОГК-3.
Ключевые слова: реформы энергетики, топливный баланс, технологии, модернизация оборудования, ОГК-3
Инновационная составляющая повышения эффективности энергетики
В.В. КОЛМОГОРОВ, кандидат экономических наук, генеральный директор ОАО «ОГК-3», Москва
Нерешенные проблемы отрасли
Реформа энергетики России, начатая 15 лет назад, была обусловлена изменением социально-экономического уклада в стране и преследовала цель перевода отрасли на рыночные принципы хозяйствования. Результатами реформы, которую декларировали ее идеологи, должно было стать создание конкурентного рынка электроэнергии и мощности, снижение цен на электроэнергию для потребителей, привлечение дополнительных инвестиций для обновления устаревших основных фондов, внедрение новых технологий. Заключительный этап реформ был направлен на изменение институционального устройства электроэнергетики - разделение отрасли по видам деятельности и совершенствование механизмов ее регулирования за счет расформирования ОАО РАО «ЕЭС России», разукрупнения производственного цикла отрасли и перехода на новые принципы ее регулирования (рис. 1).
Реформа ОАО РАО «ЕЭС России» привела к созданию рынка электрической энергии и мощности, не решив вопросов надежности, энергоэффективности, освоения новых технологий и комплексного развития энергетики. Предполагалось, что их решение будет стимулироваться рыночными механизмами. Практика показывает, что такой подход не обоснован в случае с такой структурно и технологически
Пункты плана реформы
Реструктуризация
• Создание конкурентного оптового рынка и регулируемых региональных рынков
1 • Отделение деятельности по передаче электроэнергии от других видов деятельности
• Создание рыночной инфраструктуры
• Горизонтальная интеграция генерирующих и сбытовых компаний
Нерассмотренные темы
Ценообразование
5 • Свободное ценообразование на оптовом рынке • Регулирование тарифов естественной монополии (передача электроэнергии)
4 Регулирование
• Постепенное увеличение доли государства в уставном капитале ФСК и системного оператора
• Государственный орган регулирования оптового рынка
Надежность и повышени эффективности
Приватизация
• Привлечение частных инвестиций в капитал генерирующих компаний
• Создание независимых сбытовых компаний
з ' Либерализация / Модели рынка Реформиро- • Переход от государственного
вание электро- регулирования тарифов на
энергетики электроэнергию к рыночному
в рф ценообразованию
Региональные аспекты / 7] промышленная политика
Рис. 1. Направления реформирования РАО «ЕЭС России»
сложной отраслью, как электроэнергетика. Резкое ослабление роли государства в управлении производственным циклом энергетики, от добычи энергоносителей до распределения и потребления энергии, не было одновременно поддержано усилением роли других институтов регулирования и контроля. Все это крайне негативно сказалось на показателях надежности и эффективности отрасли.
В результате реформы РАО «ЕЭС России» электроэнергетика была разделена по видам деятельности: созданы генерирующие, магистральные сетевые организации, распределительные и сбытовые компании. Очевидно, что у каждого типа организаций есть своя специфика, обусловленная технологическими различиями, и свой круг задач в сфере повышения эффективности, поддержания должного уровня надежности и внедрения инновационных технологических решений.
Далее в статье рассматриваются основные проблемы субъектов российской электроэнергетики, в частности, тепловых генерирующих компаний.
Экономика России отличается достаточно высокой энергоемкостью в пересчете на 1 доллар ВВП, при этом данный показатель на 20% выше китайского, в 3 раза выше канадского и бразильского, в 7 раз - германского и японского. Оборудование российских электростанций, обеспечивающих высокий спрос экономики на электроэнергию, имеет значительную степень физического и морального износа. На сегодняшний день
в России доля оборудования старше 40 лет составляет 39%, в то время как в США - 28%, странах ЕС - 22%, Японии -12%, Китае - 3%. Высокий износ и большая доля устаревшего оборудования предопределяют:
• низкий КПД тепловых электростанций (ТЭС): в России он составляет 35%, что соответствует уровню США. При этом он существенно выше в странах ЕС (41%) и Японии (51%);
• низкую надежность энергоснабжения;
• перерасход топлива и возникновение потерь, не позволяющих генерирующим компаниям эффективно работать на рынке электрической энергии;
• высокий уровень тарифов и цен на электроэнергию;
• снижение надежности электроснабжения.
Эту проблему усугубляет неоптимальный топливный баланс отрасли. В первую очередь, речь идет о чрезмерной доле газа, недостаточном использовании потенциала угольной генерации, практическом отсутствии альтернативных источников энергии. В настоящее время в России угольные электростанции производят 18% электроэнергии, газовые - 46%, гидростанции - 17%, атомные - 16%. Для сравнения: в Германии угольные электростанции вырабатывают 48% электроэнергии, газовые - 12%, гидростанции - 3%, атомные - 27%.
Корни данной проблемы были заложены более 30 лет назад, когда в энергетике СССР наблюдалась так называемая «газовая пауза» - тенденция к массовому переводу существующих котлоагрегатов с угля на газ (особенно в европейской части России) и строительству преимущественно газовых паросиловых блоков. Такое решение обеспечило смену топлива, но не повышение КПД установок до потенциально возможного уровня. К тому же у газа есть специфика - в сильные морозы за счет образования конденсата пропускная способность трубопровода снижается до 20-30%.
Долгие годы реформ и недофинансирования отрасли «законсервировали» данную проблему, которая в настоящее время приводит к тому, что наиболее ценное углеводородное сырье - газ - неэффективно сжигается в котлах энергоблоков, КПД которых не превышает 40%. В то же время в мире выпускаются установки парогазового цикла с КПД до 63%.
С учетом текущего технического уровня генерирующих установок и с точки зрения энергетической безопасности необходимо развивать угольную генерацию, поскольку Россия по запасам угля занимает второе место после США. Следует отметить и экологический аспект расширения доли угля в топливном балансе и подчеркнуть, что современные технологии сероочистки, захоронения углерода и золоулавливания позволяют существенно минимизировать недостатки угольной генерации по сравнению с газовой в этом плане.
Характерно, что во многих зарубежных странах продукт сжигания угля - зола - почти весь используется (при строительстве дорог и др.), у нас же зола не востребована.
Модернизация: возможности и ограничения
С учетом нарастающей технологической отсталости российской электроэнергетики для ее модернизации до 2015 г. требуется разработка (лицензионное освоение) следующих ключевых технологий ТЭС с максимально возможным развитием когенерации (в отдельных случаях создание демонстрационных установок возможно в 2016-2020 гг.):
• угольный блок мощностью 500-660 МВт на суперсверхкритические параметры пара;
• парогазовая установка (ПГУ) мощностью 500-600 МВт с отечественной (или лицензионной) ГТУ (КПД ПГУ - до 60%);
• угольный блок с ЦКС мощностью 600 МВт на суперкритических параметрах пара;
• опытно-промышленная ПГУ с газификацией для выработки электроэнергии и тепла;
• технологии газоочистки по улавливанию Э02, N0^ золовых частиц для действующих угольных блоков 200-800 МВт с уровнями снижения N0l < 200 мг/м3, Э02 < 200 мг/м3, частиц золы < 10-30 мг/м3;
• системы сухого золоудаления.
СССР по внедрению энергетических технологий был в числе мировых лидеров, но к 2010 г. Россия утратила свои позиции в сфере разработки, внедрения и освоения современных технологий, особенно в области генерации, что привело к тому, что удельные расходы топлива в России в 1,5 раза выше, чем в ряде передовых стран мира (рис. 2).
Техническое переоснащение энергетики тормозится не только недостатком капиталовложений в новые мощности, но и отсутствием качественных отечественных инновационных разработок, приемлемых по ценовому диапазону, а также рядом институциональных факторов.
Доля электростанций, срок эксплуатации которых к 2010 году превысит 40 лет, %
Китай Япония
ЕС
22,0
США
28,0
Россия
39,0
12,0
3,0
КПД электростанций, %
51,0
>
32,0
41,0
34,6
34,7
Высокий износ оборудования и большая доля устаревшего оборудования предопределяет:
* низкий КПД ТЭС России;
* недостаточную надежность
энергосбережения;
* перерасход топлива и воз-
никновение потерь, не позволяющих эффективно работать на рынке электрической энергии.
Источник. Служба энергетической информации США; Союз по координации передачи электроэнергии; Статистический ежегодник Китая по энергетике; РАО «ЕЭС России»; анализ МсКшеу Рис. 2. Сопоставление российской электроэнергетики с зарубежными странами по показателям эффективности
Стоимость строительства 1 кВт установленной мощности угольной ТЭС современного уровня составляет в России 2500 дол., в странах ЕС - 1800 дол., в Китае - 720 дол. ГТУ и парогазовые установки на высоких давлениях, с температурой на лопатке турбины выше 1000 градусов в настоящее время можно купить только за рубежом.
Российскими учеными разработан угольный блок 600 МВт на суперсверхкритических параметрах пара, но внедрять его на отечественном оборудовании добровольно никто не соглашается, хотя Минэнерго РФ предоставляет льготы и преференции. В Иванове были разработаны, изготовлены и смонтированы два блока газотурбинных установок по 110 МВт, но они пока на полную мощность не работают. Создание новых поколений оборудования энергетики возможно только при постоянной государственной поддержке (НИОКР, инновационной перестройки машиностроения и т.д.), которая в настоящее время отсутствует. Необходимо также объединение усилий энергокомпаний и государства в вопросах финансирования НИОКР.
Возможности модернизации энергетики ограничивает высокая степень монополизации рынков энергоносителей, особенно энергетических углей. Общеизвестно, что до 50-60%
себестоимости производства электроэнергии составляет стоимость топлива. Все угольные энергоблоки жестко привязаны к определенным типам проектных углей и месторождениям. Станция не может сменить поставщика угля, если тот начинает диктовать более жесткие условия, завышать цены. В 2010 г. правительство повысило цены на газ на 26,3%, а регулируемые тарифы на электроэнергию - только на 5,7%. За счет роста цены топлива себестоимость энергии на газовых станциях повысилась на 15%, а тарифы на электроэнергию -на те же 5,7%. В таких условиях возможностей для инвестирования практически нет.
Замена и коренная модернизация существующего оборудования должны повысить эффективность производства электроэнергии, увеличить отдачу затрачиваемых ресурсов, однако это не снимает вопросов расширения мощностей, нового строительства, и это также относится к инновационной деятельности. В соответствии с Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. за ближайшее десятилетие предстоит увеличить объем установленной мощности страны на 65% (рис. 3). Но при разработке этого важного документа была упущена увязка планируемых к вводу мощностей с реальным спросом на энергию со стороны потребителей и с планами потребителей. До сих пор остается большая неопределенность с перспективной динамикой энергопотребления. Прогнозы различных организаций сильно отличаются друг от друга.
Решению начинать новое строительство тепловых мощностей противостоят и другие факторы:
✓ амбициозные планы по вводу новых мощностей у крупных конкурентов - корпораций «Росэнергоатом» и ОАО «РусГидро»;
✓ разработка и реализация программ энергосбережения у потребителей;
✓ рост конкуренции между тепловыми генерирующими компаниями в ряде экономически развитых регионов;
✓ продолжающийся процесс либерализации рынка электроэнергии и мощности;
✓ рост цен на топливо;
✓ отсутствие действенных мер государственной политики в области инноваций и модернизации.
Для перехода на путь модернизации и инновационного развития энергетики требуются следующие мероприятия:
✓ разработка генерирующими компаниями программ модернизации существующего оборудования с использованием инноваций;
✓ стимулирование инновационных разработок и их внедрения со стороны государства;
Потребность в установленной мощности (макс, вариант) Потребность в установленной мощности (баз. вариант) Динамика существующей установленной мощности
Установленная мощность 2006 г
□ Установленная мощность 2020 г. (базовый)
Установленная мощность 2020 г. (максимальный)
Рис. 3. Развитие генерирующих мощностей зоны централизованного снабжения России в соответствии с Генеральной
схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.
✓ разработка региональных программ развития энергетики и энергоэффективности;
✓ создание инновационной среды в компаниях, пронизывающей все процессы и подразделения.
Освоение технологий повышения энергоэффективности потребует консолидации усилий всех участников процесса производства и потребления энергии (рис. 4).
Изменение мышления:
- Вовлеченность в процесс изменений
- Мотивация на результат
- Повышение эффективности на рабочем месте
Инновационная стратегия и цели:
- Стратегия, нацеленная на инновации;
- Целевые ориентиры в сфере инноваций
Государственное стимулирование инноваций
Программы инновационной деятельности:
- Отделение инновационной сферы от текущей деятельности
- Система управления проектами
Инновационная структура:
4 - Децентрализованная и гибкая структура
- Последовательность действий и анализ результатов
- Ориентация на таланты
Доступность информации о наилучших технологиях
Рис. 4. Факторы успеха инноваций в энергетике
ОГК-3: опыт модернизации
Работа по модернизации существующего оборудования, внедрению инноваций проводится во всех генерирующих компаниях энергетики. Ниже излагается опыт работы в этой области ОАО «Третья генерирующая компания оптового рынка электроэнергии» (далее ОГК-3), чьи станции расположены в четырех федеральных округах России. Общая установленная мощность электростанций - 8367 МВт, доля газовых блоков - 60%, угольных - 40%. В составе компании шесть тепловых станций, которые осуществляют свою деятельность в качестве филиалов (обособленных подразделений) ОГК-3 (в скобках указаны установленная мощность станции, основное топливо и выработка электроэнергии в 2009 г.):
• Черепетская ГРЭС (1285 МВт, уголь, 3330 млн кВт*ч),
• Костромская ГРЭС (3600 МВт, газ/мазут, 11780 млн кВт*ч),
• Печорская ГРЭС (1060 МВт, газ/мазут, 3850 млн кВт*ч),
• Гусиноозерская ГРЭС (1100 МВт, уголь, 3730 млн кВт*ч),
• Южноуральская ГРЭС (882 МВт, газ/уголь, 4070 млн кВт*ч),
• Харанорская ГРЭС (430 МВт, уголь, 2700 млн кВт*ч).
Целями ОГК-3 в сфере инновационной деятельности текущего десятилетия является улучшение к 2020 г. ряда показателей:
> снижение удельных расходов условного топлива на существующем оборудовании на 5% (с 343 до 330 т у. т./кВт^ч);
> уменьшение удельных расходов на ремонт на 20% в ценах 2010 г.;
> обеспечение 30%-й доли угля из собственных месторождений в топливном балансе компании (2010 г. - 0%);
> существенное увеличение утилизации золошлаковых отходов (ЗШМ), образующихся при сжигании углей, - с 2% до 30% от годового выхода.
Инновационная деятельность ведётся в компании на постоянной основе и со временем должна стать частью её организационной культуры. Основные направления и соответствующие им области инновационной деятельности ОГК-3 обобщены в табл. 1.
Инвестиционная программа компании составляет 110 млрд руб., этот объем необходимо эффективно освоить до 2015 г.
Инвестиционная программа компании включает в себя строительство блока № 3 Харанорской ГРЭС мощностью 225 МВт на угле (2012 г.), угольных блоков № 8 и № 9 на Черепетской ГРЭС мощностью 225 МВт каждый (2013-2014 гг.), угольного блока № 4 на Гусиноозерской ГРЭС (2012 г.), Джубгинской ТЭС (ГТУ), 180 МВт (2013 г.), а также строительство комплекса Южноуральской ГРЭС-2 мощностью 1200 МВт.
При этом необходимо отметить, что данные объекты были включены в Генеральную схему в период ее формирования в 2006-2007 гг., и перспективы востребованности ряда из них в настоящее время остаются туманными. Так, в ОЭС Урала уже вводят новые блоки на Рефтинской ГРЭС, модернизируют и расширяют Троицкую и Среднеуральскую станции. Сегодня существенный рост спроса на электроэнергию со стороны крупнейших потребителей Урала - Челябинского, Магнитогорского комбинатов и других крупных предприятий - под большим сомнением, в свете большой волатильности цен на их продукцию - металл. Существует опасность, что ввод мощностей Южноуральской ГРЭС-2 создаст избыток мощности в регионе уже
Таблица 1. Основные направления и области инновационной деятельности ОГК-3
Направления инноваций Области инноваций
Создание и освоение новых продуктов и технологий Локальные источники энергии (малая генерация). Переработка ЗШМ и реализация продуктов переработки
Использование новых источников сырья Разработка угольных месторождений
Совершенствование технологии на существующих мощностях Внедрение новых поколений оборудования. Совершенствование существующего оборудования. Совершенствование существующих процессов в производстве (рационализация)
Строительство новых мощностей Технологии выбора оптимальных технологических решений и оборудования (лучшие практики). Строительство мощностей в регионах с потенциалом роста энергопотребления. Технологии управления проектами
Совершенствование управления Процессный подход к управлению (ключевые показатели эффективности, управленческий учет и отчетность, стандарты и процедуры, управление мероприятиями по улучшениям)
Развитие персонала Управление знаниями, навыками и компетенциями. Управление вовлеченностью персонала
в среднесрочной перспективе, тем самым обострит конкуренцию, а какие-то из них окажутся невостребованными.
Таким образом, возникла проблема эффективности использования инвестиционного фонда. Суть ее в том, что акционеры при принятии решений ориентируются на ввод максимальной мощности по минимальной цене, а критерии энергоэффективности и качества оставляют без внимания. Сегодня все большее распространение получает технология сжигания твердого топлива в циркулирующем кипящем слое (ЦКС), что позволяет уйти от жесткой привязки к проектному топливу и использовать любые угли, шламы, все что горит: от торфа до антрацитов. Внедрение такой технологии могло бы решить отмеченную проблему монопольного поставщика топлива. Но котел ЦКС стоит в 1,5 раза дороже, чем обычный пылеуголь-ный котел, что привело к отказу акционеров компании от его использования в проектах. К сожалению, такие подходы практикуются во всей отрасли.
Сравнение показателей объектов намеченной инвестиционной программы ОГК-3 с лучшими аналогами мира показывает, что при модернизации и расширении мощностей
компании используются более передовые технологии сжигания топлива, нежели существующие в настоящее время в энергетике России, однако их нельзя назвать самыми передовыми. Оборудование новых генерирующих блоков значительно отстает от лучших аналогов мира по КПД (табл. 2).
Таблица 2. Сравнение показателей объектов инвестиционной программы ОГК-3 c лучшими аналогами мира
Объект программы Используемая технология / наилучшая технология ^Д используемой технологии / наилучшей технологии Риски
Установка блока № 3 225 МВт на Харанорской ГРЭС Пылеугольная / Суперсверх-критические параметры 43/55 Недостижение заявленных в проекте показателей экономичности
Строительство блоков № 8 и 9 по 225 МВт на Черепетской ГРЭС Пылеугольная / Циркулирующий кипящий слой 43/50 Недостижение заявленных в проекте показателей экономичности. Из-за отказа от технологии ЦКС возникла проблема топливообеспечения
Реконструкция и восстановление блока № 4 Гусиноозерской ГРЭС Пылеугольная / Суперсверхкри-тические параметры 38/50 Неэкономичность устаревшего типа оборудования в перспективе приведет к снижению конкурентоспособности ГРЭС
Строительство энергетического комплекса Южноуральской ГРЭС-2 Парогазовая установка / Парогазовая установка 57/60 Увеличение цены газа, высокая стоимость сервисного обслуживания, увеличение эксплуатационных затрат относительно лучших практик
Одной из больших проблем на пути модернизации российской электроэнергетики и реализации инвестиционных программ генерирующих компаний является отсутствие рынка качественных услуг подрядных организаций.
В программах реформирования энергетики предлагается строить новые станции «под ключ». Негативный опыт такого строительства ОГК-3 уже получила при реализации проекта по строительству блока № 3 Харанорской ГРЭС. ЕРС-под-рядчику были перечислены финансовые средства для строительства, однако после наступления кризиса подрядчик
обратился с требованием увеличить стоимость и сроки строительства объекта, сославшись на негативную макроэкономическую ситуацию.
Положительным опытом в сфере нового строительства для ОГК-3 является, в частности, создание собственной топливной базы. Компания получила лицензию на разработку Оки-но-Ключевского буроугольного месторождения в Республике Бурятия и планирует использовать уголь для нужд Гуси-ноозерской ГРЭС, в том числе строящегося блока № 4. В середине прошлого года ОГК-3 приступила к опытно-промышленной добыче угля на месторождении. К началу 2011 г. была создана необходимая транспортная инфраструктура (технологический мост через реку Чикой и дорога к железнодорожной станции Хоронхой), и в феврале 2011 г. на филиал ОГК-3 «Гусиноозерская ГРЭС» прибыл первый железнодорожный состав угля. К 2013 г. ОГК-3 намерена увеличить добычу угля до 1,5 млн т в год.
Инновационная деятельность в сфере создания и освоения новых продуктов и технологий планируется в ОГК-3 в сфере переработки золошлаковых отходов Черепетской ГРЭС в различные строительные материалы. Для этого предполагается строительство завода по комплексной переработке золошлаковых материалов мощностью до 800 тыс. т в год. Также планируется построить установку по отбору и отгрузке сухой золы на Харанорской ГРЭС.
Руководство компании уделяет большое внимание инновациям в управлении, развитию персонала. На первое место ставится вовлеченность работников в дела предприятия.
В компании было проведено обследование эффективности затрат рабочего времени при выполнении ремонтных операций, в результате которого доля неэффективных трудозатрат была оценена в 30-70% в зависимости от вида ремонта. Причина такого положения видится в том, что персонал не мотивирован на эффективный труд, так как его результаты мало связаны с материальным стимулированием (зарплатой). Кроме того, существуют проблемы в своевременном снабжении ремонтного персонала инструментом и приспособлениями, что приводит к простоям. Ожидается, что принятые меры по интеграции бывших энергоремонтных предприятий в состав станций повысят эффективность ремонтных работ.
Законодательная база
В настоящее время в стране создается законодательная база, которая призвана заполнить правовой вакуум, образовавшийся после утраты государством функций по управлению электроэнергетикой. Эта база направлена на обеспечение надежного функционирования и устойчивого развития отрасли, в том числе за счет стимулирования внедрения инновационных технологий.
Несколько примеров. Федеральный закон № 261 от 23.11.2009 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности» предусматривает необходимость установки приборов учета и определяет конкретные мероприятия по стимулированию повышения энергоэффективности, в том числе за счет обеспечения показателя доходности на инвестированный капитал и возможности заключения долгосрочных договоров на поставку тепловой энергии со свободной ценой. Ряд условий и мер поддержки инновационной деятельности отражен в дополнениях к ФЗ № 41 от 14.04.1995 «О государственном регулировании тарифов», ФЗ №35 от 26.03.2003 «Об электроэнергетике», ФЗ № 129 от 21.11.1996 «О бухгалтерском учете», Кодексу об административных правонарушениях, Налоговому кодексу РФ, в Постановлении правительства РФ № 977 от 01.12.2009 «Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики».
Ожидается принятие федерального закона «Об инновационной деятельности и государственной инновационной политике в Российской Федерации», проект которого сейчас находится в стадии обсуждения. Есть надежда, что данный закон установит приоритетность ведения инновационной деятельности для государства и определит необходимость стимулирования инновационной деятельности предприятий, в том числе за счет бюджетных источников. Возможность получения налоговых льгот предприятиями, использующими инновационные и энергоэффективные технологии, должна предоставляться законами об инновационной деятельности уровня субъекта Федерации. Задачей собственников и руководства энергокомпаний является трансляция норм и требований законодательства на уровень производства.
