Сузить зону риска

Значительная часть основного энергетического оборудования ТЭС и ГЭС имеет физический износ более 100% и требует проведения технической экспертизы, продления срока службы либо демонтажа. Поэтому предполагаемый ввод мощностей по скорректированным инвестпрограммам должен предполагать и замену оборудования

Несколько месяцев назад мы опубликовали в «Эксперте» результаты нашего исследования технического состояния основного энергетического оборудования тепловой и гидрогенерации (см. "Страна изношенных турбин", № 49 за прошлый год). Средний удельный износ основного оборудования тепловых станций составляет 84%, а ГЭС — 97%.

Исследование было выполнено на основе анализа данных годовых отчетов генерирующих компаний и вызвало немало откликов энергокомпаний, отраслевых институтов, областных администраций. Общий смысл высказанных претензий и пожеланий сводится к следующему тезису: «На самом деле все не так плохо, поскольку энергокомпании много и часто занимаются ремонтом основного энергетического оборудования».

Вопрос об устаревшем и изношенном оборудовании российских ТЭС и ГЭС связан с инвестиционной программой для российской электроэнергетики, которая была одобрена правительством. Под нее инвесторам были проданы генерирующие мощности. И на основе этой программы новые собственники получили инвестиционные обязательства в виде строительства 107 блоков общей мощностью около 25 ГВт, отраженные в конкретных договорах поставки мощности. Но возможно ли одновременно провести замену полностью изношенного оборудования и новое строительство, хватит ли для этого у собственников (инвесторов) денег, а у отечественных производителей энергооборудования — возможностей произвести требуемое количество новых энергоагрегатов?

А вы прошли техосмотр?

Приведем пример тех аргументов, которые нам предъявляют энергетики в доказательство того, что изношенное оборудование ТЭС может быть вполне работоспособным. Вот слова заместителя генерального директора ОАО ВТИ, доктора технических наук Владимира Резинских из его письма в адрес «Эксперта»: «На самом деле ресурс (срок службы) оборудования можно продлевать до бесконечности, но при условии, что оборудование своевременно и качественно проходит техническое диагностирование и его элементы, исчерпавшие физический (предельный) ресурс, своевременно ремонтируются или заменяются. Не сами технические устройства имеют предельный ресурс, а их высоконагруженные элементы и детали».

Ключевая фраза в этой цитате — оборудование должно «своевременно и качественно проходить техническое диагностирование». Иными словами, некий технический аудит. Здесь уместна, на наш взгляд, аналогия с автомобилями.

В соответствии с Правилами дорожного движения все транспортные средства обязаны регулярно проходить техосмотр в ГАИ. Если состояние автомобиля не соответствует нормативным техническим требованиям, то талона об успешном прохождении этой процедуры автовладелец не получает и лишается права участвовать в дорожном движении (в связи с явной угрозой для остальных участников). Отремонтируй — приходи еще раз. Нарушение этого правила влечет за собой штрафы и прочие неприятности.

Даже если автомобиль в исправном состоянии, но у его владельца никак не хватает времени получить талон техосмотра, то безнаказанно путешествовать по дорогам такое транспортное средство сможет лишь до первой остановки представителем ГАИ.

С энергооборудованием примерно такая же ситуация (см. «“Техосмотр” в энергетике — обязательная процедура!»). Отсутствие отметок о продлении его паркового ресурса на большинстве станций РФ сильно напоминает езду без талона техосмотра.

Для независимого информационно-аналитического агентства основная задача при анализе данных — заставить «говорить» цифры, в том числе данные об износе оборудования. Выявленные закономерности позволяют делать обоснованные предположения о будущем развитии отрасли и отдельных энергокомпаний, определять опасные зоны и давать предупреждающий сигнал об этом. Мы не занимаемся диагностикой агрегатов, не взаимодействуем с техническими специалистами на электростанциях. Это роль отраслевых институтов. Отраслевой бенчмаркинг особенно важен в период, когда информационная целостность отрасли утеряна и данных по энергообъектам катастрофически не хватает.

Вот еще одна цитата из письма Владимира Резинских, на этот раз прямо подтверждающая нашу мысль: «Действительно, над энергетикой России сегодня нависла угроза массовых повреждений и аварий. Но связано это не с низким уровнем технического состояния оборудования, а с отсутствием достоверной информации о нем и с разрушением системы обеспечения безопасности, существовавшей при СССР… В Советском Союзе все заключения о продлении ресурса оборудования ТЭС готовились или проходили экспертизу двух отраслевых институтов: ВТИ или ОРГРЭС. В 90-х годах прошлого века список был расширен до восьми организаций. С реорганизацией РАО “ЕЭС России” с 2008 года этой деятельностью стали заниматься все организации, имеющие лицензию на экспертизу промышленной безопасности. Сегодня в России таких организаций насчитывается около двух тысяч…»

Иными словами, «функции ГАИ» в электроэнергетике сегодня исполняет целый сонм организаций. Хорошо ли, что промышленной безопасностью может заниматься множество организаций, или плохо — пусть судят специалисты в этой области. Отраслевые данные однозначно свидетельствуют, что деятельность этих компаний не покрывает имеющуюся потребность в диагностическом тестировании, результатом которого становится продление паркового (или индивидуального) ресурса энергооборудования или срока службы (см. «Новый “техосмотр” близок»).

О непопулярности техаудита

Почему генерирующие компании весьма вяло занимаются продлением срока службы своего энергооборудования? Вот некоторые гипотезы.

Если оборудование выработало свой ресурс, то есть риски, что при диагностическом тестировании могут быть получены либо запрет на эксплуатацию агрегата, либо разрешение на его эксплуатацию, но при условии выполнения значительного объема работ (с заменой узлов и поставкой редких комплектующих), быстро окупить которые будет трудно.

В первом случае, когда в результате техаудита налагается запрет на эксплуатацию оборудования, компаниям грозит потеря части доходов. Нынешнее ценообразование в электроэнергетике предполагает плату в том числе за установленную мощность. Эти платежи весьма значительны и достигают 20–30% в общих доходах компаний, а в гидрогенерации и вовсе доходят до 80% (см. графики 1, 2). При выводе мощностей из эксплуатации появится угроза снижения тарифов.

Наши исследования также показывают, что значительная часть наиболее изношенных турбин в тепловой генерации — морально устаревшие турбины с противодавлением. Режим их работы зависит от потребителей пара, то есть от промышленных предприятий. При отсутствии таких потребителей, сокращении или прекращении их деятельности турбины с противодавлением работать не могут. Но оплата за мощность будет продолжаться.

Во втором случае оборудование может потребовать не простого ремонта, когда характеристики оборудования не меняются, а серьезной модернизации и реконструкции, когда меняются его паспортные характеристики. Для компании это будет означать серьезные капиталовложения с длительными сроками окупаемости. Ведь ремонт входит в издержки и быстро окупается через тариф. А в случае модернизации затраты придется проводить по бухгалтерской статье «модернизация и реконструкция», с изменением стоимости основных фондов. Окупаться такие вложения будут через амортизацию и весьма медленно. Поэтому собственникам выгоднее понемногу латать возникающие дыры, поддерживая работоспособность оборудования, нежели проводить его техническую экспертизу.

Интересно, что наличие у владельца парка оборудования с выработанным ресурсом открывает возможности для манипулирования ценами и объемами производства электроэнергии и тепла. Во-первых, это позволяет подгонять ремонтную программу под конъюнктуру рынка и обосновывать любые сроки вывода оборудования из эксплуатации, что может привести к росту рыночных цен на электроэнергию в том или ином регионе. А во-вторых, дает основание для перевода работы ТЭС в режим котельной, когда, производя только тепло, она перестает поставлять электроэнергию. (Напомним, что на целом ряде российских станций производство электроэнергии убыточно — в отличие от производства тепла.) При таких действиях генкомпаний помимо роста цен на электроэнергию на конкретной территории (ввиду появляющегося дефицита) может возникать еще и снижение резерва мощности.

О последствиях повального износа

В описанной выше ситуации, когда полностью изношенное оборудование реально не используется, но остается на балансе энергокомпаний, есть одно серьезное негативное последствие. Это снижение резерва мощностей в федеральных округах (см. график 3) и соответствующий рост рисков потребителей (в первую очередь промышленных предприятий) в виде прямых финансовых потерь в случае отключения энергоснабжения и косвенных экономических потерь из-за роста цен на электроэнергию в условиях свободного рынка при выводе мощностей из эксплуатации.

Резерв мощности позволяет Системному оператору ЕЭС обеспечивать бесперебойное и качественное, то есть без снижения частоты, снабжение потребителей электроэнергией в случае резкого повышения спроса или аварий. Конечно, преимущества созданной единой энергосистемы России позволяют проводить маневры резервами между объединенными энергосистемами и между округами, но из требований надежности (повышения нагрузки на не менее изношенные сети) и экономичности важна самообеспеченность федеральных округов. Иными словами, достаточный резерв мощности — это гарантия надежной работы системы в целом. В то же время проблема надежности работы энергосистем в последнее время приобретает особое значение в связи с крупными техногенными авариями последних лет, показавшими необходимость серьезного резервирования мощностей. Поэтому остающееся на балансе электростанций неработающее энергооборудование влияет на безопасность энергообъектов и создает серьезные риски отключения потребителей от энергоснабжения.

Таким образом демонтаж, замена или реконструкция энергооборудования с показателями износа более 100% — дело крайне важное, не менее значимое, чем, скажем, строительство новых мощностей, предусмотренных инвестпрограммами. Международная аудиторская компания KPMG недавно посчитала бюджет, необходимый на замену изношенного оборудования российской электроэнергетики. Сумма получилась умопомрачительная — 550 млрд долларов. Такую задачу можно решать только по частям, в рамках внятной технической политики в электроэнергетике, аргументированно выделяя приоритеты для корректировки инвестпрограмм.

А что происходит на инвестгоризонте сегодня?

Общий план РФ по вводу генерирующих мощностей в 2009 году, составлявший 6,4 ГВт, был выполнен лишь на 26,5%. (Подробнее о ситуации с инвестобязательствами генкомпаний см. «Генераторы счастья».)

Посмотрим с другой стороны. В 2007–2009 годах в России было введено 5,35 ГВт. К 2010 году эта цифра может увеличиться до 11, 7 ГВт. В то же время к концу 2007 года только на ТЭС в эксплуатации находилось 15 ГВт мощностей (турбин), физический износ которых по формальным признакам (превышение фактической наработки над парковым или индивидуальным ресурсом) оказался выше 100%. А в 2010 годах на ТЭС и ГЭС может превысить 30 ГВт. Очевидно, что в скорректированные варианты инвестпрограмм генкомпаний должны быть внесены изменения, предполагающие не только новое строительство, но и замену устаревшего оборудования, с установлением необходимых приоритетов по выводу мощностей.

Таблица:

Продление паркового ресурса турбин ГЭС

Таблица:

Продление паркового ресурса турбин ТЭС

Статьи на тему: «Эффективное управление»