Своим мнением о проблемах, тенденциях и путях развития современной электроэнергетики с порталом SmartGrid.ru поделился первый заместитель генерального директора Института проблем естественных монополий Булат Нигматулин.
- Булат Искандерович, как Вы оцениваете инновационный процесс в российской электроэнергетике?
- Структура российской электроэнергетики такова: 50% ТЭС производят электроэнергию из газа и по 1/6 части, то есть в среднем около 17%, занимают поровну АЭС, ТЭС на угле и ГЭС. На газовых ТЭС сжигание газа очень неэффективно. КПД на этих станциях в 1,5 раза ниже, чем в современных парогазовых блоках. Поэтому главная инновация в российской электроэнергетике – организовать эффективное сжигание газа на тепловых станциях, а именно реконструировать паротурбинные блоки в парогазовые. Это позволит до 30% снизить потребления газа в отрасли при существующем уровне производства электроэнергии в стране. Кстати, парогазовый цикл был открыт нашим замечательным ученым – академиком Христиановичем в начале 60-х годов.
Природный газ горит при температуре 1500-1700ºС. В парогазовых блоках часть тепловой энергии, которая выделяется при сжигании газа, используется для выработки электроэнергии в газовых турбогенераторах, что дает две трети объема получаемой в парогазовом цикле электроэнергии. А оставшаяся одна треть – производится в паровых турбогенераторах. Для этого выходящие газообразные продукты горения температурой 600-800 ºС используют для получения пара в котлах с последующим направлением его в паровую турбину. Парогазовый цикл значительно более эффективен, чем традиционный паротурбинный, он позволяет увеличить КПД с 35-38% до 55-60%.
Существующие паротурбинные блоки можно реконструировать до парогазовых. Стоимость такой реконструкции составляет не более 1000 долларов на 1 кВт дополнительной мощности.
Поэтому сегодня на действующих газовых ТЭС необходимо заменять оборудование, переходя с паротурбинного цикла на парогазовый. Это значительно дешевле, чем строить новую генерацию. Например, вместо 2 паротурбинных блоков 300 МВт можно поставить 1 парогазовый, состоящий из 2 газовых турбин мощностью 280 МВт каждый, сохранив 1 паровую турбину мощностью 300 МВт. В итоге мы получим блок мощностью более 800 МВт, таким образом, мощность повысится на 30% при прежнем объеме используемых производственных помещений.
Отдельный вопрос – эффективность использования газа на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), где часть тепловой энергии, полученной при сжигании газа, используется для подогрева воды в водогрейных котлах для обеспечения отопления и горячего водоснабжения. И реконструкция этих блоков с переходом с паротурбинного на парогазовый цикл также позволяет повысить эффективность использования газа для производства электроэнергии.
В России объем существующих мощностей ТЭС для такой реконструкции в России – 80 ГВт.
Другая технология, позволяющая снижать использование газа в электроэнергетике. – строительство АЭС. 1 ГВт мощности атомной станции при существующем уровне КИУМ 80% высвобождает 2,4 млрд м³ газа в год, при этом 1 ГВт реконструируемой ГРЭС, переведенной с паротурбинного цикла на парогазовый, высвобождает 0,8 млрд м³ газа в год. Сегодня атомный блок возводится 7-8 лет, стоимость строительства 1 ГВт мощности составляет 4-5 млрд долларов, в то же время реконструкция блоков ТЭС занимает до 1,5 лет, стоимость реконструкции 1 ГВт – до 1 млрд долларов.
- При каких условиях выгоднее строить атомные станции, а при каких – реконструировать паровые блоки на парогазовые по критерию снижения потребления газа в электроэнергетике?
- Для того, чтобы АЭС была более эффективна для замещения газа, по сравнению с реконструкцией ГРЭС, стоимость ее строительства должна составлять не более 2,5 млрд долларов за 1 ГВт, время строительства от первого бетона до вывода на полную мощность – не более 5 лет. В противном случае выгоднее реконструкция ТЭС. Сегодняшняя стоимость строительства АЭС разоряет Россию и абсолютно неэкономична.
- А как Вы оцениваете технологическое обеспечение модернизации российской электроэнергетики?
- Технологическое обеспечение – еще одна проблема. В России не производятся газовые турбины большой мощности (150, 200, 300 МВт). Во времена Советского Союза производство налажено не было, а теперь наши газотурбинные подразделения отданы иностранным компаниям. Например, одно из основных газотурбинных производств в России, входящее в «Силовые машины», вошло в совместное предприятие с Siemens на правах «младшего брата». Теперь немецкая компания будет выпускать турбины для России, а созданное СП будет обеспечивать только их отверточную сборку, сопровождение немецких поставок и некоторый объем сервисного обслуживания. Менее мощные турбины (65 МВт) будут собираться на совместном предприятии с General Electric в Рыбинске.
После организации СП Россия потеряла свою независимую позицию в развитии такого важнейшего сегмента в энергомашиностроении, как газовое турбостроение. При этом в экспертном сообществе, включая Российскую академию наук, непрерывно произносятся слова о том, что надо этот сегмент развивать. Но для изменения ситуации не было сделано ровным счетом ничего. Я считаю, что сегодняшнее положение в отечественном газотурбиностроении близко к безнадежному.
Проблема России заключается не в том, что мы не можем наладить производство и создать отечественные конструкции газовых турбин, а в том, что нет личностей, способных организовать коллективы, нацеленные на такой результат. General Electric на создание газовой турбины мощностью 330 МВт потратила 10 лет и 1 млрд долларов, из которых 330 млн были собственными затратами GE, 330 млн дал бюджет через Министерство энергетики США и 330 млн – фирма Mitsubishi. Создание подобной турбины в России тоже займет не менее 7-8 лет (так как мы повторяем разработку). Но мы даже не оказались способными реализовать лицензию на изготовление турбины мощностью 280 МВт фирмой Siemens на базе «Силовых машин» (несколько лет назад «Силовые Машины» купили лицензию на производство турбины мощностью 280 МВт). Это показатель не только технологического уровня, но и уровня людей, отвечающих за техническую политику компаний, и компетентности первых лиц, которые должны понимать важность и выгодность развития этого направления в энергомашиностроении и способность брать на себя ответственность.
В России помпезно награждают академиков-энергетиков премией «Глобальная энергия», объявляют ее равной уровню Нобелевской премии. Однако во всем, что касается теплоэнергетики, мы отстаем от развитых стран на 15-20 лет, когда во времена Советского Союза были на самых передовых позициях.
- Как сейчас обстоят дела с внедрением Smart Grid в России?
- Инновации, новая техника и технологии передачи электроэнергии – это «тонкое» место в современной энергетике. Сегодняшний уровень технического обеспечения в мире позволяет «умно» управлять сетями с точки зрения регулирования последствий короткого замыкания и других критических явлений при передаче электроэнергии, а также увеличить пропускную способность действующих магистральных и распределительных сетей. Это очень важные и эффективные технологии, которые надо развивать в России.
Другой эффект, который дает внедрение Smart Grid – это сбор электроэнергии с маломощных источников, в том числе возобновляемых, преобразование их мощности в нормированную, поставки ее в ЕНЭС и далее к потребителю.
- А как обстоят дела с инновациями в российской атомной энергетике?
- Особенность российской атомной энергетики – 11 блоков реакторов большой мощности канальных (РБМК). Максимальное время их эксплуатации составляет не более 40 лет, в отличие от водо-водяных энергетических реакторов (ВВЭР), которые могут эксплуатироваться 50 и более лет. Это связано с тем, что в РБМК после 40 лет начинаются необратимые изменения структуры графитовой кладки, являющейся одним из основных элементов его активной зоны. Сам графит разбухает, в результате происходит искривление каналов систем управления и защиты реактора, что непосредственно влияет на безопасность эксплуатации установки. Это и есть ограничитель времени эксплуатации РБМК. Уже в осенне-зимний период 2010-2011 годов мощность первого блока Ленинградской АЭС – это самый старый из действующих РБМК, отработавший 38 лет, – была снижена на 20%. Это грозный сигнал того, что мы стоим на пороге массового вывода реакторов этого типа из эксплуатации.
Большинство блоков РБМК было сдано в конце 1970-х и в 1980-х годах. В период 2020-2030 годов практически все они должны быть выведены из эксплуатации. Поэтому в первую очередь в ближайшие 10-15 лет надо строить новые энергоблоки с реакторами ВВЭР рядом с существующими энергоблоками РБМК. Это позволит сохранить атомные технологии и эксплуатационный персонал АЭС, а также даст необходимый объем заказов для атомной промышленности. В сумме строительство новых АЭС должно составить не более 15 ГВт до 2030 года.
Если же рассматривать программы более широкого использования атомной энергетики в России, в первую очередь она должна соответствовать вышеуказанному критерию «1 ГВт = 2,5 млрд долларов и 5 лет строительства». Новые блоки обязательно должны быть конкурентоспособны на мировом рынке по объему, качеству и стоимости оборудования, и, соответственно, стоимости киловатта установленной мощности, чтобы иметь возможность получать зарубежные контракты на строительство АЭС. Поэтому для российской атомной энергетики принципиально важна стоимость строительства АЭС и эффективный контроль за расходами. Вышестоящие и контролирующие органы, а также наблюдательный совет «Росатома», должны ежегодно получать не «дутые» отчеты, а реальную информацию о состоянии дел в отрасли. Относительно возведения атомных блоков – это стоимость сооружения и время строительства.
- Что Вы понимаете под инновационным развитием электроэнергетики России?
- Сейчас много говорится пустых слов про инновации, но собственно внедрение инноваций является средством достижения цели, а не самоцелью. Сама цель – повышение эффективности производства и соответственное снижение стоимости электроэнергии в России. Ведь дело не только и не столько во внедрении новых технологий или приборов, которое было бы выгодно энергокомпаниям. Необходимо создать условия, при которых отсутствие инновационного развития было бы не выгодно энергокомпаниям. Они получали бы убытки и теряли доли на рынке. Однако сегодня это не так.
Надо понимать, что до сих пор главной задачей энергокомпаний было доказать необходимость повышения стоимости своих продуктов или услуг. В то же время никто не ставил задачу снижения стоимости товаров и услуг, повышения эффективности как производства электроэнергии, так и реконструкции и нового строительства энергообъектов. На практике же, в 2008-2011 годах, когда мы начали выходить на открытый рынок, разве потребитель получил реальный эффект в виде снижения тарифа и, соответственно, конкурентные преимущества в сфере реального производства по отношению к другим странам? Наоборот, цены поднялись выше среднеевропейских на 30-40%, а по сравнению с США – в 2,5 раза. При этом в качестве достижения руководители энергокомпаний рапортуют о том, что у нас еще одна сверхприбыльная отрасль, кроме экспортоориентированной нефтегазовой.
Следует отметить, что практически вся произведенная в России электроэнергия потребляется внутри страны. Поэтому сверхприбыли энергокомпаний – это жесткий удар по бизнесу, занятому в сфере материального производства, не связанного с нашей отраслью. Цена электроэнергии – ключевой фактор для развития нашей экономики. Эту простую мысль однозначно высказал премьер-министр Владимир Путин 20 декабря на Саяно-Шушенской ГЭС. Он четко показал вектор – направление на эффективность, снижение издержек и, в том числе, коррупционного «навеса», доходящего до 30-40% стоимости электроэнергии, который сегодня имеет место во всех секторах электроэнергетики, включая атомную. Ведь основная цель современного высшего менеджмента в электроэнергетике, да и в любой инфраструктурной отрасли экономики России, – получить максимальную выручку и доказать, что полученных средств недостаточно для развития компании, накрутив еще издержки, включая коррупционные платежи, чтобы за счет этого еще больше поднять цены и попросить дополнительных инвестиций из бюджета или налоговые льготы, что то же самое. Поэтому главное лекарство от этого – прозрачное и эффективное управление, существенное снижение издержек, жесткая борьба с коррупционными схемами, а также внедрение критериев, оценивающих эффективность работы топ-менеджеров энергокомпаний.
Необходимо, чтобы первые лица компаний были эффективны, обладали профессиональным образованием и репутацией. Иначе отрасль не будет развиваться. Первоклассный руководитель подбирает себе команду из первоклассных специалистов, второклассный – из третьеклассных. Сегодня в электроэнергетике, в первую очередь, в государственных компаниях, сложилась такая ситуация, что недостаточно сильные первые лица подбирают слабых исполнителей, и это разрастается вниз по вертикали. В результате мы получаем такое неэффективное управление отрасли, что разруливать последствия приходится в ручном режиме и президенту, и премьер-министру страны. Пример – ручное ограничение стоимости электроэнергии, объявленное в апреле 2011 года, и жесткая критика Владимиром Путиным коррупционных схем половины топ-менеджеров энергокомпаний в декабре 2011 года. Я думаю, что подобные схемы имеют все топ-менеджеры. А ручное управление огромной отраслью – от безысходности. Для того чтобы изменить ситуацию, необходима коренная ломка созданной системы управления и существенное обновление руководящего состава отрасли.
