Энергетика
Производство энергии является фундаментом индустриальной цивилизации и условием существования современной материальной культуры. Возможность извлечения солнечной энергии, накопленной в виде угля и нефти, и превращения ее в механическую работу стала одним из главных факторов промышленной революции. Новым скачком в развитии индустриального типа производства и жизнеустройства стала технология превращения разных видов энергии в электрическую, удобную в распределении и использовании с высокой интенсивностью. Состояние электроэнергетики в большой степени предопределяет уровень и эффективность народного хозяйства любой страны.
В 1917 г. производство электроэнергии в Российской империи составляло 2,2 млрд кВт-часов, и именно создание сети электростанций стало ядром первой большой комплексной программы модернизации народного хозяйства страны – ГОЭЛРО. Первый цикл советской индустриализации был проведен на энергетической базе, которая обеспечивала производство в РСФСР до 30,8 млрд кВт-часов электрической энергии (1940 г.). В 1960 г. уровень производства был поднят до 197 млрд кВт-часов, после чего происходил быстрый и непрерывный рост.
В 1960–1970 гг. была проведена централизация производства электроэнергии (в 1970 г. – до 95,1 %), что резко повысило экономичность и эффективность отрасли. Удельный расход условного топлива на один отпущенный кВт-час электроэнергии снизился с 468 г в 1960 г. до 355 г в 1970 г., а с 1980 г. стабилизировался на уровне 312–314 г.[2] Наилучший результат в РФ был достигнут в 1993 г., когда на один отпущенный кВт-час электроэнергии расходовалось 308 г условного топлива, в 1995 г. – 312 г. В 1996 г. была изменена методология определения этого показателя, и ряд прервался, а динамика аналогичного наблюдаемого теперь показателя следующая: 2000 г. – 341 г, 2005 и 2009 гг. – 333, в 2010 г. – 334, в 2011 г. – 330, в 2012 г. – 329, в 2013 г. – 324 г.
Советский тип хозяйства позволил соединить электростанции и распределительные сети в Единую энергетическую систему – уникальное сооружение, связавшее страну надежными линиями энергообеспечения и давшее большой экономический эффект за счет переброски энергии по долготе во время пиковых нагрузок в разных часовых поясах.
Для обеспечения электроэнергией нового цикла индустриализации и формирования структур постиндустриального хозяйства была начата Энергетическая программа, которая должна была на целый исторический период создать энергетическую базу страны с гарантированным уровнем снабжения, как у самых развитых стран. К началу реформ, в конце 1980-х гг., эта программа была выполнена наполовину.
Прекращение Энергетической программы было одним из первых актов реформы в СССР. Однако Единая энергетическая система оказалась трудно поддающейся расчленению и приватизации в ходе реформы. Основанное в 1992 г. РАО «ЕЭС России» было упразднено в 2008 г. (тогда оно было на 52,7 % государственным) и поделено на 21 частную и 2 государственные компании. Реформа не достигла декларированных рыночных целей – наоборот, за 2006–2010 гг. свободные цены на электроэнергию выросли в 2,5 раза, а тарифы – в 1,5 раза. В 1995 г. рентабельность производства в электроэнергетике в целом составляла 17,5 %, в 2000 г. – 13,5 %, в 2004 г. – 9,8 %. Рентабельность производства, передачи и распределения только электроэнергии в 2005 г. составляла 8,6 %, в 2009 г. – 9,5, в 2010 г. – 9,9, в 2012 г. – 6,6, в 2013 г. – 7,6 %. Рентабельность производства, передачи и распределения пара и горячей воды (тепловой энергии) в 2005 г. была отрицательной и составляла минус 6,4 %, в 2010 г. – минус 4,6, в 2012 г. – минус 7,9, в 2013 г. – минус 7,6 %. До сих пор реформа энергосистем РФ наталкивается на большие политические трудности. Электроэнергетика понесла в ходе реформы тяжелый урон.
Прежде всего, в 1991–1998 гг. произошел резкий спад производства электроэнергии, который еще не был преодолен в 1999–2014 гг. Динамика этого процесса представлена на рис. 6.
В то же время, в результате социальных изменений в этой большой производственной системе и ухудшения технологической ситуации произошел значительный откат в производительности труда. Траектория непрерывного роста производительности труда в электроэнергетике была прервана исключительно быстро, скачкообразно – в первые четыре года реформы, а к 2000 г. производительность труда сократилась более чем вдвое, опустившись на уровень 1965 г. Этот процесс показан на рис. 7.
Рис. 6. Электроэнергетика в РСФСР и РФ: 1 – производство электроэнергии, млрд кВт-час (левая шкала); 2 – среднегодовая численность промышленно-производственного персонала (до 2004 г.) и численность работников организаций, по виду деятельности «Производство, передача и распределение электроэнергии» (2005–2014 гг.), тыс. человек (правая шкала)
Росстат с 2005 г. перестал публиковать данные о численности промышленно-производственного персонала в электроэнергетике, дается только численность работников с изменением методики подсчета. Даже с учетом такого «методического» скачка показатель производительности труда в электроэнергетике РФ в начале 2010-х гг. на 25 % ниже, чем в 1990 г.
Рис. 7. Производительность труда в электроэнергетике РСФСР и РФ, выработка электроэнергии в млн кВт-час на 1 работника промышленно-производственного персонала (до 2004 г.) и на 1 работника в производстве, передаче и распределении электроэнергии (2005–2014 гг.)
Однако главное отрицательное воздействие реформы на электроэнергетику заключается в том, что сразу же после 1990 г. резко снизился темп обновления основных фондов отрасли. Если в 1975–1985 гг. ежегодно вводились в действие основные фонды в размере 5–6 % от существующих, то с началом реформ этот показатель стал быстро снижаться и в 2001 г. опустился до уровня 0,8 %, а в 2004 г. составил 1,7 %. С 2005 г. этот показатель Росстатом не публикуется, о его дальнейшей динамике косвенно можно судить по коэффициенту обновления основных фондов в производстве и распределении электроэнергии, газа и воды (в сопоставимых на конец 2000 г. ценах – рис. 8).
Рис. 8. Коэффициенты обновления (ввод в действие) основных фондов (в сопоставимых ценах), %: 1 – в электроэнергетике РСФСР и РФ; 2 – в производстве и распределении электроэнергии, газа и воды в РФ
Самый главный показатель состояния и будущего электроэнергетики – строительство генерирующих мощностей, электростанций. За четыре последние советские пятилетки (1971–1990 гг.) в РСФСР было введено в действие электростанций суммарной мощностью 119,1 млн кВт, а за четыре пятилетки реформ (1991–2010 гг.) в РФ в 5,8 раз меньше – суммарной мощностью 20,6 млн кВт (при этом вводились в основном электростанции, спроектированные и начатые строительством еще в советское время). Динамика строительства электростанций представлена на рис. 9.
Рис. 9. Ввод в действие электростанций в РСФСР и РФ по пятилеткам, млн кВт
Машины и оборудование не перестают стареть; если в 1970 г. степень износа основных фондов в электроэнергетике составляла 23,2 %, в 1975 г. – 27,1, в 1980 г. – 31,6, в 1985 г. – 41,7, в 1990 г. – 40,6 %, то в 1995 г. – 45,7 %, в 2000 г. – 50,4, в 2004 г. – 56,4 %, а в производстве и распределении электроэнергии, газа и воды в 2005 г. – 52,2 %, в 2010 г. – 51,1, в 2011 г. – 50,5, в 2012 г. – 47,8, в 2013 г. – 47,6 %. Удельный вес полностью изношенных основных фондов в общем объеме основных фондов в производстве, передаче и распределении электроэнергии, газа, пара и горячей воды в 2003 г. составлял 18,8 %, в 2005 г. – 15,3, в 2010 г. – 14,9, в 2011 г. – 15,8, в 2012–2013 гг. – 12,2 % (этот показатель публикуется с 2003 г.). За 1990–2005 гг. потери электроэнергии в сети общего пользования увеличились на 34 % (за 1990–2010 гг. – на 24,6 %). В 2010 г. потери составили 10,3 % потребляемой электроэнергии, в 2011 г. – 10,1, в 2012 г. – 10, в 2013 г. – 9,7, в 2014 г. – 10 % (в 1990 г. – 7,8 %).
Большая и сложная технологическая система промышленности работает на износ и в недалекой перспективе станет давать все более тяжелые сбои и отказы. Дальнейшее реформаторское расчленение некогда Единой энергетической системы еще более снизит надежность и безопасность энергетики РФ, ослабит эти ее отличительные системные свойства.
17 августа 2009 г. на Саяно-Шушенской ГЭС произошла тяжелая авария – на данный момент крупнейшая в истории катастрофа на гидроэнергетическом объекте России (авария на СШГЭС – 2009). В акте технического расследования причин аварии было установлено: «Вследствие многократного возникновения дополнительных нагрузок переменного характера на гидроагрегат, связанных с переходами через не рекомендованную зону, образовались и развились усталостные повреждения узлов крепления гидроагрегата, в том числе крышки турбины. Вызванные динамическими нагрузками разрушения шпилек привели к срыву крышки турбины и разгерметизации водоподводящего тракта гидроагрегата».
Результаты проведенного после аварии на СШГЭС – 2009 компаниями «Тейдер» и «АйТи Энерджи Аналитика» выборочного обследования[3] 502 гидротурбин на 110 ГЭС и 1523 паровых и газовых турбин на 310 ТЭС показали, что 86 % общей установленной мощности гидротурбин и 82 % турбин ТЭС имеют физический износ более 50 %. По результатам этого обследования гидротурбины объединенных энергетических систем (ОЭС) и турбины ТЭС по федеральным округам имели следующий удельный физический износ (табл. 2 и 3).
Таблица 2. Удельный физический износ гидротурбин и оценка их состояния*
* По международной шкале износа Deloitte&Touche (Методология и руководство по проведению оценки бизнеса и/или активов ОАО РАО «ЕЭС России» и ДЗО РАО «ЕЭС России» // Deloitte&Touche, 2003), оборудование со степенью износа 17–33 % характеризуется как полностью отремонтированное или реконструированное (хорошее состояние), 33–50 % – требующее некоторого ремонта или замены отдельных мелких частей, таких как подшипники, вкладыши и др. (удовлетворительное состояние), 50–67 % – пригодное для дальнейшей эксплуатации, но требующее значительного ремонта или замены главных частей, таких как двигатель, или других ответственных узлов (условно пригодное состояние), 67–83 % – требующее капитального ремонта, замены рабочих органов основных агрегатов (неудовлетворительное состояние), 83–95 % – непригодное к дальнейшему использованию, более 95 % – оборудование, в отношении которого нет разумных перспектив на продажу, кроме как по стоимости основных материалов, которые можно из него извлечь (лом).
Таблица 3. Удельный физический износ паровых и газовых турбин
В частности, Саяно-Шушенская ГЭС с удельным физическим износом основного энергетического оборудования в 86,3 % находилась в 2009 г. на 66-м месте из 110 обследованных ГЭС, т. е. у других 65 ГЭС износ был еще больше.
По данным Ростехнадзора на 2014 г., техническое состояние энергетических комплексов Красноярского края, Иркутской области, Республики Тыва, Республики Хакасия было таким[4] (табл. 4).
Таблица 4. Техническое состояние энергетических комплексов РФ в 2014 г.
Но дело не только в износе техники. Авария на Саяно-Шушенской ГЭС 17 августа 2009 г. – характерный пример отклика сложной технико-социальной системы на кардинальное изменение во время реформ цели производственной деятельности. Агрегаты станции проектировались в предположении, что их режим работы и обслуживания будут происходить в рамках единой энергосистемы страны. Для расчленяемых (конкурирующих) подсистем нужны агрегаты с принципиально иными свойствами и техническими характеристиками. Старые элементы и связи от ЕЭС СССР не смогли полностью адаптироваться для обслуживания новой структуры потребностей свободного (т. е. освобожденного от прежних связей) рынка электроэнергии. Произошла тяжелая авария, после которой непроектная нагрузка на оставшиеся элементы и связи осколков ЕЭС и всей энергосистемы страны еще более усилилась.