Суть дела: Найти рецепт от старости

За 8 месяцев 2010 г. на электростанциях мощностью более 25 МВт произошло 2357 аварий – это на 13% больше, чем за такой же период 2009 г., на электрических сетях произошло 2568 аварий – на 34% больше, чем годом ранее, заявил заместитель министра энергетики Андрей Шишкин на форуме «Ведомостей». Основная причина – значительный износ оборудования. Средний возраст оборудования на российских ГЭС – 35 лет, на ТЭС – 30 лет, чуть моложе оборудование на атомных станциях – 24 года. Более 25 лет эксплуатируется 67% российского сетевого оборудования, а общий физический износ распределительного комплекса – 69%, следовало из его доклада на форуме. «В сетях и генерации износ колоссальный», – резюмирует депутат Госдумы Юрий Липатов.

Например, у «Русгидро» средний износ оборудования – 25–50%. Изношено 47% подстанционного оборудования ФСК, рассказал Дмитрий Гвоздев, главный инженер ФСК. «Если брать нормативный срок службы – 25 лет, как положено, значит, оно выработало свой ресурс», – признается он. Но такое оборудование все равно эксплуатируется. По словам Гвоздева, ФСК вместе с Ростехнадзором проводят техническое освидетельствование такого оборудования и продлевают срок его эксплуатации. «Но понятно, что это не может продолжаться вечно», – резюмирует инженер. Не лучше ситуация и в других энергокомпаниях. Износ линий высоковольтных передач «РАО ЭС Востока» – 60%, подстанций – 64%, а объектов генерации – 60%.

Одна из основных причин такого износа оборудования в том, что в 1980–1990-е гг., когда произошел экономический спад, потребление электричества резко сократилось. Из-за этого отрасль оказалась недоинвестирована, считает Борис Гвоздев. До 2005 г., когда произошло экстренное отключение подачи электроэнергии в Москве, серьезных проблем, связанных с нехваткой инвестиций, удавалось избегать. Но электропотребление растет, напоминает Гвоздев, и уровень 1991 г. (на него пришелся максимум 90-х гг.) будет достигнут уже в 2010–2011 гг. Поэтому инвестиции в обновление оборудования необходимы.

Обновление и модернизация – кто платит?

Как и когда менять устаревшее оборудование, каждая компания решает самостоятельно. «Обычной практикой является формирование на предприятии внутреннего документа с программой замены оборудования, обязательным учетом требований подразделений, отвечающих за производственную безопасность», – рассказывает директор (дирекции) «Газпром нефти» Абдулла Караев.

В «Русгидро» разработана программа технического перевооружения и реконструкции, говорит представитель компании. Цель документа – поддержать надежную, безаварийную и безопасную работу ГЭС, повысить операционную эффективность. В 2010 г. на реализацию этой программы «Русгидро» выделило 12,4 млрд руб., а с 2011 по 2013 г. – 57,6 млрд руб. Ключевыми проектами, на которые компания потратит средства программы, станут Волжско-Камский каскад ГЭС и генерирующие объекты на Северном Кавказе. В итоге к 2015 г. средний износ оборудования «Русгидро» не должен превышать 25%, говорится в материалах компании.

Есть своя программа реновации оборудования и у ФСК. Объем финансирования – около 60 млн руб. в год, рассказал главный инженер компании. Но в планах ФСК – наращивать объемы реконструкции, чтобы довести их до 50% от объема общей инвестпрограммы, подчеркивает Гвоздев.

«РАО ЭС Востока» тоже хотела бы увеличивать объем ремонтируемого оборудования, но мешают проблемы с финансированием. Большую часть электроэнергии компания продает по регулируемым тарифам, которые устанавливают региональные энергетические комиссии. И, например, в 2009 г. заложенные холдингом затраты на ремонт оборудования были сокращены региональными властями на 12,4%, до 8,1 млрд руб., а в 2010 г. – на треть, до 7,8 млрд руб.

Недофинансирование остается основной проблемой, мешающей обновлению оборудования в электроэнергетике, следует из доклада Шишкина. В 2010 г. из требуемых на ремонт 180 млрд руб. в тарифы энергокомпаний было включено лишь 120 млрд руб., а фактически на эти цели пойдет лишь 90 млрд руб.

«В России сегодня 40% оборудования – это лом <...> нужно около 500 млрд евро для инвестиций», – категоричен председатель совета директоров ОАО «Энел ОГК-5» Доминик Фаш. При этом главный вопрос – в возврате этих средств. Например, модернизация одного блока Рефтинской ГРЭС (входит в ОГК-5) стоит 80 млн евро, а введение системы шлакоудаления (удаление из парового котла остатков топлива) – 240 млн евро, и как гарантировать возврат этих средств – неясно. «Государство тормозит повышение тарифов», – сетует Фаш. Но без этого повысить энергоэффективность невозможно, уверен топ-менеджер. Но чиновники идти навстречу энергетикам не спешат и советуют искать альтернативные пути.

«Дело же не в тарифе, – парирует Шишкин. – Почему нельзя компенсировать вложенные средства не за счет тарифа, а за счет экономической составляющей – вот 30% снижения». Чиновник посоветовал компаниям внимательнее отнестись к своим издержкам. Простого контроля над издержками и незначительного увеличения мощности, например, генерирующего оборудования, недостаточно, не согласны в компаниях.

Есть ли выход?

Энергокомпаниям нужно сконцентрироваться на ремонте существующего оборудования, это дешевле, чем строить новое, уверен Шишкин. Нужно поддерживать в рабочем состоянии действующее оборудование и постепенно выводить его из строя, запуская новое (см. график). В настоящий момент Минэнерго разрабатывает особые условия, чтобы стимулировать компании проводить модернизацию оборудования. В министерстве создана отраслевая система контроля за выполнением инвестиционных программ и на стадии разработки находится система контроля за техническим состоянием оборудования и проведением ремонтов.

Ростехнадзор в 2010 г. должен провести аудит всех объектов электро- и теплоэнергии, подконтрольных ведомству. Сделать это будет трудно, так как после ликвидации РАО «ЕЭС России» возник административный вакуум в контроле работы энергосистемы как единого технологического объекта, устарела нормативная правовая база, заявил замруководителя Ростехнадзора Алексей Ферапонтов на совещании в декабре 2009 г. (из журнала «Безопасность труда в промышленности»).

Ирина Гайда, управляющий директор The Boston Consulting Group (Москва), сомневается, стоит ли государству самому заниматься развитием новых технологий и контролировать их внедрение – большой вопрос. Его решение зависит от того, за счет каких рычагов госструктур будут привлечены высококвалифицированные инженеры и технологи, способные «в поле» отличить процедуру, идущую по правилам, от процедуры, идущей с нарушением правил.

Сейчас у компаний имеется оборудование, которое исчерпало свой ресурс, определенный заводом-изготовителем, но в силу невозможности вывести из эксплуатации – оно работает незаконно, признал Юрий Липатов. В этой ситуации под уголовной ответственностью находится, прежде всего, главный инженер эксплуатирующей организации, который по умолчанию разрешил его эксплуатацию. Такое повышение дел повсеместно. Об этом показал конкретный пример на Саяно-Шушенской ГЭС. Во избежание незаконной эксплуатации оборудования парламентской комиссией было рекомендовано «разработать нормативно-правовой акт, регламентирующий порядок вывода из работы или продление срока их службы, основных фондов в электроэнергетике, имеющих высокий физический и моральный износ… если оборудование свое ресурс исчерпало, но есть предпосылки, основания для того, чтобы оно еще поработало, то это решение должна принимать соответствующая комиссия, но последняя подпись должна быть работника министерства», – поделился с участниками форума депутат. Плюс, уверен Юрий Липатов, необходимо усилить функции Ростехнадзора. В мае сразу после аварии на «Распадской» президент Дмитрий Медведев своим указом передал службу в прямое подчинение правительству.

Чтобы компании начали активно менять оборудование, только гарантий возврата инвестиций мало. Нужно менять сам подход, считает Караев. Главной проблемой является отсутствие четкой государственной нормативно-правовой базы, регламентирующей обновление производственных мощностей, говорит представитель «Русгидро». Существующая система промышленной безопасности в России создавалась в 1930–1940 гг., когда в Россию завозилось импортное оборудование, к которому прилагалась документация по эксплуатации, напоминает Караев. Именно на базе этих руководств и создавалась система требований, по сути, действующая до сих пор, подчеркивает он. «В России безопасным считается объект, отвечающий требованиям законодательства. Это означает, что надзорные органы должны удостовериться, что, к примеру, расстояние между колоннами на нефтеперерабатывающем заводе соответствует предписанному законом. Если стандарт соблюден, значит, объект безопасен», – рассказывает директор «Газпром нефти». На Западе же главное, чтобы проектируемый объект был безопасен, а параметры безопасности определяются тем, сколько аварий и несчастных случаев произошло на производстве. Причем по этому показателю российские предприятия уступают иностранным более чем в три раза, хуже и производственно-экономические показатели. «Получается, что и с точки зрения безопасности и с точки зрения экономики действующее законодательство не дает максимального эффекта», – резюмирует Караев.

Философию отечественного законодательства также необходимо менять, подчеркивает Караев. Для этого придется принять минимум два документа: «О безопасности производств» и «Анализ риска производств». Первый документ должен определять показатели безопасности производств и возможные пути их достижения, а второй – единый порядок оценки безопасности в отрасли на фазах проектирования, строительства и эксплуатации. Это позволит не только сэкономить до трети при строительстве новых объектов, но и существенно повысить их безопасность. «Газпром нефть» уже направила свои предложения по этому поводу в Минэнерго.