Моделирование продления сроков службы оборудования (на примере электрических мощностей) (стр. 1 )

Моделирование продления сроков службы оборудования
(на примере электрических мощностей)

канд. экон. наук, профессор СГУПС

вице-президент МА «Интерэлектормаш»

д-р экон. наук, профессор, проректор СИФБД по научной работе

аспирант СИФБД

Энергетика в целом и ее важнейшая отрасль электроэнергетика служат базой экономики любой страны, основой ее безопасности, в том числе и военной. Это было убедительно продемонстрировано отключениями от энергосети военных объектов стратегического значения на Дальнем Востоке страны в начале 2002 г.

На Всероссийском совещании по проблемам развития топливно-энергетического комплекса России (г. Сургут, 3 марта 2000 г.), С. Иванов, в то время секретарь Совета Безопасности, а ныне министр обороны РФ, сказал: «В системе национальной и экономической безопасности России энергетическая безопасность является одной из важнейших составляющих защиты жизненно важных интересов личности, общества, государственного суверенитета, территориальной целостности и конституционного строя».

Не случайно любые проекты реформирования энергетики любой страны практически всегда поднимаются до уровня политических. Так, относительно реформирования РАО ЕЭС как системообразующей отрасли идут активные дебаты, при этом обращается внимание на отсутствие анализа финансово-экономических, социальных и политических последствий планируемого решения. В качестве примера потери электроэнергетической безопасности обычно упоминается Казахстан. Сомнения относительно эффективности дробления системы высказывают не только отечественные, но и западные аналитики, в том числе представители финансовых структур.

Российская электроэнергетика унаследовала от прежней советской экономики около 220 ГВт установленных электрических мощностей (УМ). Однако за десять лет реформ потребление энергии сократилось более чем в 1,5 раза по причине кризиса практически во всех отраслях реального сектора. В результате УМ были недогружены, устаревали морально, да и физически. Сколько-нибудь значимые амортизационные отчисления не могли быть использованы как по причине высокой инфляции, так и по причине необоснованно заниженной капитализации предприятий российской энергетики – в десятки раз по сравнению с их зарубежными аналогами. Итогом явилось то, что на предприятиях электромашиностроения загрузка производственных мощностей сократилась до 15 – 20 %. Среднегодовой ввод новых мощностей электроэнергетики снизился с 10 ГВт в 1980-х гг. до 1 ГВт в 1990-х[1].

К началу 2002 г. более 30 % основного оборудования электростанций выработало свой парковый (нормативный) ресурс. При продолжении этих тенденций износ к 2005 г. может превысить 40 %[2], а российская экономика при реализации столь желанных прогнозов ее подъема, начнет испытывать дефицит мощностей уже раньше. К 2010 г. дефицит мощностей может составить уже около 80 тыс. МВт[3]. Во избежание такой ситуации его по оценкам РАО ЕЭС, Института энергетических исследований (ИнЭИ) РАН и ряда других институтов необходимо ежегодно вводить не менее 8 ГВт мощностей (правительственный вариант ориентируется на более скромные масштабы ввода мощностей – 5 ГВт до 2010 г.). При этом речь идет только об обеспечении собственных, внутрироссийских нужд. Вместе с тем есть потребность внешних потребителей электроэнергии, и российские электроэнергетики могли бы экспортировать уже в ближайшее время 25 – 30 млрд кВт, а в перспективе увеличить экспорт электроэнергии в Западную Европу и Азию до 25 – 30 млрд кВт. Более того, на международным уровне выдвигаются проекты объединения энергосистем Северо-Востока России через Берингов пролив с энергосистемами Канады и США.

По прогнозам ИнЭИ, для того, чтобы к 2015 г. энергетика России в целом работала без дефицита, в расчете на 5 – 6 % прироста ВВП необходимо вкладывать до $ 5 млрд ежегодно, включая развитие энергосберегающих технологий[4], а с 2010 по 2020 г. вложения должны составить порядка $ 8 млрд в год.

Электрическое машиностроение – средоточие передовой технической и научной мысли, эту отрасль нельзя создать в одночасье, но потерять передовые технические и рыночные позиции можно быстро.

Падение заказов на электромашиностроительную продукцию уже привело к четырех – пятикратной потере специалистов высокой квалификации на предприятиях электромашиностроения и в соответствующих НИИ, обучение и наработка опыта которых осуществлялась годами. Именно наличие таких специалистов делало конкурентными на мировом рынке многие наши предприятия электромашиностроения, продукция которых не уступала продукции таких известных фирм как ABB, Siemens, Alstom, General Electric, Mitsubishi Heavy Industries и др.

Нет худа без добра: низкая загрузка УМ за годы реформ в определенном смысле их консервировала. С учетом же того, что наши энергетические мощности были в 2 – 3 раза более металлоемки, чем аналогичные западные, использующееся сегодня оборудование в энергосистемах, как считают некоторые специалисты, в целом физически изношено примерно наполовину. Это значит, что при среднем нормативном сроке службы в 25 – 30 лет генерирующие мощности могут прослужить еще лет 10 – 12.

Электроэнергетика уже сегодня при наметившихся темпах роста экономики России, ее промышленности, нуждается в существенном обновлении парка электрических машин.

В силу высокой степени изношенности электрогенерирующих мощностей страны возникает проблема их дефицита и, как следствие, дефицита электроэнергии уже в ближайшей перспективе.

Конечно, формально или теоретически проблема дефицита мощностей может быть снята путем существенных инвестиций в электромашиностроение, однако оно является капиталоемкой отраслью с относительно продолжительными сроками изготовления и окупаемости ее продукции. Инвестиции же за последнее десятилетие снизились более чем в три раза[5].

Однако в сложившихся на сегодняшний день непростых условиях перехода национальной экономики к рыночным методам хозяйствования инвестиции в России и для России сами являются дефицитным ресурсом.

Эффективность принятого варианта стратегии в отношении электроэнергетики будет во многом определятся тем, как учтены эти показатели дефицита производства электроэнергии, установленных мощностей и инвестиций в УМ.

Авторами разработана экономико-математическая модель, которая позволяет прогнозировать вышеназванные дефициты в зависимости от гипотез роста национальной экономики, а также от стратегии управления процессами обновления и продления сроков оборудования. В основе этой модели лежит учет основных факторов (параметров), которые можно разделить на входные и выходные. К входным параметрам отнесем:

– прогноз (гипотезу) динамики ВВП;

– электроемкость ВВП;

– исходное состояние УМ;

– динамику номинального (нормативного) выбытия УМ;

– динамику возможного продления срока службы ранее созданных УМ;

– удельные показатели потребности в финансовых ресурсах, необходимых для продления срока службы ранее созданных УМ;

– прогноз динамики ввода новых УМ;

– удельные показатели потребности финансовых ресурсов для ввода новых УМ.

Выходными параметрами модели являются показатели динамики:

– потребности, или необходимых объемов производства электроэнергии для обеспечения заданных темпов и объемов;

– прогнозируемого потребления электроэнергии, включая обеспечение ВВП и экспорта электроэнергии;

– дефицита электроэнергии;

– дефицита УМ;

– создания дополнительных УМ, необходимых для покрытия дефицита электроэнергии;

– инвестиций, необходимых для создания дополнительных УМ;

– потребности в инвестициях для продления срока службы ранее созданных УМ;

– потребности в инвестициях для создания новых УМ;

– суммарной потребности в инвестициях.

Модель допускает расширение аналитических и прогнозных возможностей для учета структуры УМ (по видам генерирующих мощностей – ТЭЦ, ГЭС, АЭС, а также по видам оборудования – электрические машины разного типа и мощности, газотурбинные установки и др.). Соответствующее расширение учитываемой структуры УМ позволяет дать прогноз инвестиционных потребностей по каждому конкретному виду генерирующих мощностей.

Дефицит УМ является результатом дефицита внутрироссийских инвестиционных возможностей, включая возможности РАО «ЕЭС России», Росатома, независимых производителей электроэнергии, российских производителей электрических машин, государственного финансирования и др.

Дефицит инвестиций не является абсолютным в том смысле, что не все потенциально возможные источники для этого задействованы. Например, российские производители электрических машин сегодня больше озабочены выполнением текущих заказов на их производство, чем развитием собственных мощностей. Это объясняется относительно большим ростом объемов заказов от энергетических компаний на замену или реконструкцию оборудования. Развитие же производственных мощностей требует дополнительных организационных усилий в части поиска источников и обоснования требуемых инвестиций, проведения замены устаревших технологий производства, перехода к новым видам продукции (газотурбинные установки, ассинхронные и ассинхронизированные электрические машины, электрогенераторы малой мощности и др.).

Дефицит инвестиций в УМ может быть покрыт за счет трех основных источников:

– отечественных инвестиции;

– совместных российских и иностранных инвестиций (например, посредством создания совместных электромашиностроительных предприятий);

– приобретения готового иностранного оборудования.

Для региональных энергосистем возможна в качестве одного из источников компенсации или снижения дефицита электроэнергии (а следовательно, УМ) ее покупка у других энергосистем. Например, Федеральная энергетическая комиссия готовит программу по решению вопроса о поставках электроэнергии из Иркутской области в другие регионы РФ, о чем заявил депутат Государственной Думы РФ К. Зайцев по итогам выступления вице-премьера Правительства РФ В. Христенко в Госдуме[6].

Вице-премьер отметил, что на реализацию этой программы потребуется около $ 400 млн. Необходимость принятия мер со стороны правительства вызвана нерациональным использованием мощностей каскадов Ангарской и Енисейской ГЭС, из-за чего, в частности, несет большие потери электроэнергии. Так, в четвертом квартале 2001 г. объем недовыработанной энергии в Иркутской области за счет холостого сброса воды составил 2 млрд кВт. ч. Реализация программы позволит ежеквартально экспортировать около 1,5 – 2 млрд кВт. ч. электроэнергии.

С позиций российских интересов наиболее предпочтительно финансирование развития отечественного электромашиностроения. При всех известных трудностях его полной реализации здесь имеются существенные резервы. В их число входят разработка стратегической программы развития российского электромашиностроения и формирование условий, благоприятствующих привлечению инвестиций в развитие отечественных предприятий электромашиностроения. Стратегическая программа должна быть конкретизирована комплексом инвестиционных проектов и бизнес-планов. Определенный деловой интерес к электроэнергетике проявляют крупные российские нефтяные компании, теперь этот интерес должен быть закреплен организационно.

Каждый конкретный инвестиционный проект по развитию того или иного предприятия электромашиностроения потребует гарантий возврата привлеченных для инвестирования средств, залогового обеспечения, оценки бизнеса или эффективности проекта. Это является организационной функцией международной ассоциации «Интерэлектромаш» (IEM), и в данном направлении ведется конкретная работа[7].

Что касается второго направления формирования основных источников покрытия дефицита УМ – посредством создания СП, то в мировой практике накоплен в этом отношении существенный опыт. По поводу создания СП вообще и в области электромашиностроения, в частности, иногда приходится услышать, что за привлечение новых технологий надо платить зарубежным инвесторам и владельцам технологий.

Однако опасаться, к сожалению уже, видимо, поздно, так как более 30 % акций РАО ЕЭС принадлежит иностранным владельцам, но ведь это означает возможность привлечения передовых зарубежных технологий, создание которых собственными силами потребовало бы большого периода времени.

Совместную деятельность ведут практически все отечественные предприятия электромашиностроения. Так, ЛМЗ работает с фирмой Siemens (СП «Интертурбо») с 1991 г. по сборке газовых турбин V-94.2 мощностью 160 МВт. Из 120 выпущенных в мире турбин этой модели 15 собраны в Санкт-Петербурге. Российские специалисты приобрели бесценный опыт: если первые турбины ЛМЗ были результатом «отверточной сборки», то сейчас уже почти 70 % комплектующих газовых турбин изготавливается на российских предприятиях и их качество таково, что они поставляются и на европейские заводы. Siemens под своей маркой продал за пределы СНГ 11 таких турбин. ЛМЗ выкупил лицензию у немцев и готовится поставлять модернизированные ГТЭ-160 на российский рынок.

СП «Интеравтоматика» выпускает сименсовскую систему автоматизации TELEPERM XPR, на 90 % состоящую из российских комплектующих, а алгоритмы ПО просчитаны нашими программистами. Эта система установлена уже на десятках электростанций, в том числе и зарубежных.

Совместный оборот ABB с российскими предприятиями в 2001 г. превысил $ 120 млн. Под своей торговой маркой ABB выпускает десятки устройств – от электросчетчиков до хайтечных высоковольтных аппаратов и элегазовых выключателей. При этом от 20 до 80 % комплектующих производится в России[8].

Передовые зарубежные технологии поднимают общий уровень технического развития России, стимулируют отечественные научно-технические разработки, способствуют повышению занятости и квалификации кадров, подъему корпоративной культуры управления и др. В силу апробации таких технологий в других странах под эти технологии легче получить зарубежные инвестиции (прямые, лизинг оборудования, лицензии и т. д.). Привлечение зарубежных передовых технологий связано с интернационализацией НИОКР и активным перемещением ноу-хау, лицензий, научных разработок и проч.

Третье направление, хотя оно и повышает общий уровень технического развития УМ, наименее предпочтительно, так как несет в себе потенциальную угрозу энергетической безопасности страны или конкретного региона при неоправданно большой доле использования зарубежных машин и оборудования в системе генерирующих мощностей. Поэтому доля третьего направления привлечения источников покрытия дефицита УМ должна быть, по возможности, минимальной.

Рассуждая о привлечении финансовых средств в реструктуризацию отечественной энергосистемы, нельзя не отметить и следующее. В качестве одной из важнейших целей реструктуризации называется получение указанных выше крупных инвестиций (порядка $ 60 млрд только за период до 2010 г.) под реконструкцию энергосистемы.

Рыночная капитализация предприятий РАО «ЕЭС России» колеблется в зависимости от хода обсуждения программ его реструктуризации от $ 3 млрд до $ 9 млрд[9] и по оценкам «команды» А. Чубайса может возрасти после реструктуризации РАО не менее чем до $ 60 – $ 80 млрд. Оппоненты же главы РАО утверждают, что суммарно мировой рынок инвестиций оценивается не более чем в $ 400 млрд в год вообще на все проекты, хотя стоимость мирового капитала, куда эти инвестиции могут направляться, превосходит $ 20 трлн. Поэтому оппоненты программы реструктуризации РАО «ЕЭС России» сомневаются в реальности получения $ 60 – $ 80 млрд инвестиций, ведь это 15 % от всего объема мировых долгосрочных инвестиций. И тогда предлагаемый проект и условия его реализации должны обладать уникальной инвестиционной привлекательностью и приемлемым уровнем риска для зарубежного капитала, а сегодня в России, по мнению западных инвесторов, до этого еще очень далеко[10].

Кроме того, отмеченные выше низкая капитализация РАО ЕЭС (а это 193,0 млн кВт из 214,3 млн кВт всех УМ электроэнергетики России) на уровне $ 4 млрд, то есть $ 20 за 1 кВт (при мировых ценах не менее $ 500 – 700 за 1 кВт) – это прямая угроза покупки его за бесценок иностранными компаниями, угроза экономической безопасности страны. То, что такое возможно, показывает пример Казахстана.

Пропорции финансирования развития отечественного электромашиностроения формируются рынком, но в силу стратегической значимости должны регулироваться и поддерживаться на государственном уровне. Таким образом, возникает задача формирования оптимальной структуры компенсации дефицита УМ с учетом платы за привлекаемые финансовые источники и обеспечения необходимого уровня энергетической безопасности страны или конкретного региона.

В табл. 1 представлены расчеты по указанной модели для первого варианта, который можно назвать оптимистическим по темпам роста ВВП, по снижению капиталоемкости УМ и росту их удельной годовой производительности за счет НТП в данной отрасли, а также по нормативам годового продления работы «старых» УМ и ряду других показателей.

За базу взят 2000 г., расчеты ведутся по четырем пятилеткам, с 2001 по 2020 г. Считаем, что инвестиции за каждый из этих периодов создают «новые» УМ именно в этом периоде (без временного лага).

Капиталоемкость ввода «новых» мощностей на 2000 г. принята на уровне $ 210 за кВт установленной мощности, что соответствует средней нижней цене электрических мощностей отечественного рынка. Далее капиталоемкость снижается от 5 % до 10 % в соответствующем периоде, что соответствует также гипотезе влияния НТП на снижение стоимости производства электрических машин.

Таблица 1

Результаты расчета показателей создания и развития УМ
электроэнергетической системы России до 2020 г. (вариант 1)

Показатели	2000 г. (база)	2001 – 2005 гг.	2006 – 2010 гг.	2011 – 2015 гг.	2016 – 2020 гг.
Валовой внутренний продукт
Годовой рост, %	108,3	105,0	105,0	105,0	105,0
ВВП последнего года периода, $ млрд	192,5	245,7	313,6	400,2	510,8
Объем ВВП в целом за период, $ млрд	192,5	1095,5	1398,1	1784,4	2277,4
Инвестиции в УМ
Капиталоемкость ввода новых УМ, $ млн / ГВт	210,0	199,5	189,5	176,3	158,6
Капиталоемкость поддержания старых УМ, $ млн / ГВт	105,0	99,8	94,8	88,1	79,3
Электроемкость ВВП, ТВт ∙ ч / $ млрд	4,5	4,3	3,9	3,5	3,1
Инвестиции в новые УМ за период, $ млрд		6,0	7,2	9,4	13,1
Баланс инвестиций в новые УМ, $ млрд		–0,6	–3,3	–8,6	–16,4
Баланс инвестиций в старые УМ, $ млрд		–1,8	–6,1	–8,0	–6,1
Итого		–2,4	–9,3	–16,6	–22,6
Установленные мощности в последнем году периода, ГВт
Фактическое годовое выбытие старых УМ, %		3,0	5,0	7,0	9,0
Выбытие старых УМ к базе, ГВт		30,2	41,6	43,3	37,2
Выбытие старых УМ	213,9	183,7	142,1	98,9	61,7
Выбытие новых УМ	0,5	30,1	38,0	53,1	82,6
Итого по УМ	214,4	213,8	180,1	152,0	144,3
Потребность в УМ	211,0	234,5	261,5	291,6	325,2
Дефицит новых УМ		–2,9	–17,2	–48,8	–103,6
Дефицит старых УМ		–17,8	–64,2	–90,9	–77,4
Итого дефицит УМ	–3,4	–20,7	–81,4	–139,7	–180,9
Структура УМ в последнем году периода, % к 2000 г.
Новые УМ		14,1	21,1	34,9	57,2
Старые УМ		85,9	78,9	65,1	42,8
Производство электроэнергии за период, ТВт·ч
Удельная производительность УМ, ТВт ∙ ч/ГВт	4,11	4,52	4,65	4,79	4,93
Производство	878,1	4833,6	4580,0	3977,5	3655,1
Потребление	864,3	4721,7	5423,6	6229,9	7156,0
Баланс	+13,8	+111,9	–843,6	–2252,4	–3500,9

Капиталоемкость поддержания действующих мощностей принята на уровне 50 % от создания «новых» и снижается теми же темпами, что и для «новых». Электроемкость ВВП рассчитывается по базисному уровню 2000 г. с темпами снижения от 4 % до 10 %.