16.07.2018 Журнал Интер РАО «Энергия без границ», №3(50) 2018
Минэнерго предлагает установить минимальный показатель локализации производства оборудования, используемого в рамках программы модернизации российской электроэнергетики, на уровне 90%. Чиновники объясняют это необходимостью обеспечить энергобезопасность страны при дальнейшей эксплуатации ТЭС. Инициатива Минэнерго способна дать толчок развитию отечественного машиностроения, говорят эксперты, но подход в отношении локализации различных видов оборудования должен быть разным.
Генерирующие компании не должны платить рублём, если срыв сроков поставки мощности произошёл по вине поставщика оборудования, уверены эксперты.
Владимир Гутенёв, первый зампред комитета Госдумы по экономической политике, промышленности, инновационному развитию и предпринимательству:
— Необходимость локализовать на российских предприятиях производство оборудования энергетического машиностроения определена соответствующей «Энергетической стратегией России на период до 2035 года». При этом повышение уровня локализации – это часть решения более общей задачи, а именно: увеличения доли отечественного оборудования на внутреннем рынке до 75% к 2020– 2022 годам и до 85–90% к 2035 году. В том числе в рамках действующих программ импортозамещения.
Главная задача, сформулированная стратегией, должна быть отчасти решена за счёт локализации производств энергетического машиностроения. Возможность достичь того уровня, который Минэнерго определяет в 90%, зависит в первую очередь от выбранной модели этого процесса.
Так, модель «локализации компетенций», которая подразумевает передачу отечественному производителю технологий производства или комплектующих в форме права пользования либо в форме права собственности, даёт возможность достигнуть степень локализации в 100%. Однако внедрение такой модели связано со значительными ограничениями в политической и финансовой сфере. Высокой степени локализации можно достигнуть и путём создания совместных предприятий, что сейчас и реализуется. Характерный пример – совместное предприятие компании «Силовые машины» с корпорацией Toshiba по производству силовых трансформаторов.
Александр Вилесов, директор по экономике и тепловым узлам ПАО «Т Плюс»:
– Мы поддерживаем преимущественное использование оборудования и технологий отечественной промышленности – оно может дать толчок развитию наукоёмкой машиностроительной отрасли. Вместе с тем нужно понимать, что генераторы при начале проектов модернизации, видимо, должны будут принимать на себя обязательства по своевременному вводу и поставке мощности. В случае срыва сроков инвестор может быть наказан рублём. Такая ответственность должна быть солидарной: если есть ограничения по локализации, то нужны либо твёрдые обязательства производителей, либо снятие санкций с генератора – в том случае, если срыв сроков связан с несвоевременной поставкой оборудования.
По нашему мнению, наиболее оптимальным техническим решением при модернизации должна стать надстройка газотурбинного оборудования на агрегаты традиционного паросилового цикла – в тех точках, где это позволяет тепловой баланс. Парогазовые установки должны быть базисным элементом теплоснабжения крупных тепловых узлов. Паросиловые ТЭС предполагается подключать в осенне-зимний период, а котельные задействовать только в самые сильные морозы. Такая модель является наиболее рентабельным вариантом модернизации, позволит существенно улучшить технико-экономические показатели всего теплоэнергоснабжающего комплекса крупных городов и подтолкнёт российскую промышленность к локализации производства высокотехнологичного газотурбинного оборудования.
Алексей Жихарев, директор по электроэнергетике VYGON CONSULTING:
– Инициатива Минэнерго – это важнейшая составляющая в реализации государственной политики импортозамещения. То, что первая программа ДПМ прошла без таких требований, – большое упущение для российской экономики и технологического развития.
Новые инвестиции в генерацию обеспечивают прирост промпроизводства и ВВП. При повышении локализации мультипликатор таких инвестиций растёт. Однако важно делать акцент не только на сиюминутной загрузке промышленности, но и на перспективном технологическом развитии. Если модернизация будет проходить в логике «новое как старое», то эти затраты на неё не приведут энергосистему к принципиально новому технологическому уровню и не обеспечат долгосрочную конкурентоспособность нашему машиностроению. Это важно учитывать в условиях того, что при текущих уровнях цен на газ именно «устаревший» паросиловой цикл станет основой «модернизации», а для парогазовых проектов потребуются дополнительные стимулы.
При формулировании требований по локализации важно определить перспективные технологии, оценить реальные возможности российского энергомашиностроения и предусмотреть переходный период с синхронизацией развития и ужесточением норм.
Степень локализации 90% звучит амбициозно, но дьявол, как известно, в деталях, то есть в том, как будут распределены процентные вклады (уровень локализации для отдельных элементов оборудования).
Александр Григорьев, заместитель генерального директора Института проблем естественных монополий (ИПЕМ):
– Выбор целевого уровня локализации оборудования актуален, поскольку если российских потребителей электроэнергии просят заплатить за модернизацию ТЭС, то необходимо, чтобы эти средства работали на развитие отечественной, а не зарубежной энергомашиностроительной отрасли.
Ввод единого критерия для всех видов оборудования ТЭС нецелесообразен, так как локализация различных видов оборудования потребует различных сроков и средств. Для традиционного оборудования (котлов, паровых турбин, генераторов, малых газовых турбин) уровень в 90% в настоящее время достижим. Для газовых турбин средней мощности (25–200 МВт) его можно достичь в случае успешной договорённости с зарубежными партнёрами о локализации производства на совместных предприятиях в России. Что касается газовых турбин высокой мощности и инновационного оборудования (котлов с циркулирующим кипящим слоем, турбин на суперсверхкритические параметры пара и т. д.), то для них этот уровень недостижим даже в среднесрочной перспективе.
Следовательно, нужно применять дифференцированный подход в отношении различных видов оборудования, а показатель в 90% может быть только общим отраслевым ориентиром.
Михаил Лифшиц, председатель совета директоров АО «РОТЕК»:
– Заказчик в условиях договора на поставку мощности находится в клещах между желанием иметь современное и надёжное оборудование, желательно российского производства, и очень жёсткими штрафами за несвоевременный ввод или отсутствие поставки мощности по ДПМ. Эти штрафы выхолащивают стремление генерирующих компаний развивать инновационные продукты и подталкивают их к покупке проверенного референтного оборудования.
Любой новый продукт, произведённый в России, по определению нереферентен. В сегодняшней системе координат все риски по его внедрению лежат на покупателе. Государство как регулятор отрасли и отечественные машиностроители могут убеждать покупать российское, но заказчик будет всеми силами стараться купить импортные машины, да ещё и по демпинговым ценам.
Самое лучшее, что здесь можно сделать, – ввести режим опытно-промышленной эксплуатации на передовое российское оборудование на три года, освободив генераторов от штрафов на объекты ДПМ, где применены новые разработки. Это будет реальная помощь всем – и энергетикам, и машиностроителям.
Сергей Кондратьев, заместитель руководителя экономического департамента Института энергетики и финансов:
– Установка уровня локализации оборудования – обычная практика для многих стран мира. 90% – высокая планка; для солнечных электростанций, например, сейчас требуется уровень локализации 70%, для ветряных электростанций и мини-ГЭС – всего 65%. Формально российские компании сейчас производят практически весь спектр оборудования, необходимый для модернизации ТЭС, и ориентация на российского производителя позволит поддержать отечественное энергомашиностроение, снижающее обороты после завершения программы ДПМ. Но будет ли это решение оптимальным и позволит ли оно на самом деле обеспечить энергобезопасность?
При таком уровне локализации многие поставщики будут ограничены при выборе оборудования, вынуждены обращаться только к российским машиностроительным компаниям, которые могут воспользоваться этим для повышения цен. И как показал случай с поставкой турбин для крымских ТЭС, российские с формальной точки зрения производители (каковым является СП «Сименс технологии газовых турбин») могут также вводить ограничения на продажу оборудования, что вряд ли можно считать обеспечением энергобезопасности.
Вопрос о локализации имеет и другое измерение – как Минэнерго будет её рассчитывать: как стоимость конечного оборудования или же за вычетом импортных комплектующих, лицензионных отчислений и т. д. Во втором случае сформировать проекты с таким уровнем локализации будет непросто.