Новости
Энергетический инжиниринг переживает сейчас свой золотой век: обязательные инвестпрограммы генерирующих компаний обеспечивают отрасль обильными заказами. Но есть большой риск того, что на смену тучным годам придут тощие, когда энергетика не сможет поддерживать нынешние темпы строительства новой генерации.24.10.2020
Это, конечно, банальность, но едва ли не любой текст об отечественной электроэнергетике можно начинать с упоминания рыночных реформ, начатых РАО «ЕЭС России», и последствий их точного или искаженного воплощения в жизнь в постчубайсовскую эпоху. Современный рынок энергетического инжиниринга в России не исключение. РАО «ЕЭС России» создало его участников — заказчиков и строителей, сформировало объем заказов на несколько лет вперед и в ряде случаев должно разделить ответственность за его проблемы. Более того, не будет большим преувеличением заявить, что после 1 июля 2008 года — в «эпоху без РАО» — ни государство, ни сами энергетики не смогли сколько-нибудь кардинально изменить тренд, заданный монополией.
Но, к сожалению, заряд кинетической энергии, который отрасль получила от РАО ЕЭС, не бесконечен. Пока инжиниринг процветает, заказов хватает на всех, а одной из наиболее частых жалоб участников рынка еще недавно было сетование на нехватку кадров: квалифицированных рабочих и инженерных рук на все проекты явно недоставало. Но в перспективе перед отраслью стоит «проблема 2015». К этому году должны быть введены практически все основные новые генерирующие мощности, значащиеся в обязательных инвестпрограммах ОГК и ТГК. А кто будет обеспечивать рынок новыми заказами, каков будет его объем, сколько компаний смогут приспособиться к новым условиям, пока не очень понятно.
Инвестиционная «вешалка»
«Театр начинается с вешалки, а строительство новых генмощностей — с инвестиционного процесса», — говорит директор Фонда энергетического развития Сергей Пикин. Единственное, чего не могла громадная энергетическая монополия до реформы, — это инвестировать. Наверное, можно говорить о том, что именно привлечение в электроэнергетику инвесторов было главной целью реформы: без денег со стороны, за счет внутренних резервов строить электростанции РАО ЕЭС практически не могло. При монополии в отрасли — в 1990-х и 2000-х годах — новых тепловых энергоблоков было построено ничтожно мало. «Положение несколько улучшилось в 2000-2008 годах с вводом парогазовых установок на Северо-Западной ТЭЦ, Сочинской ТЭС, Калининградской ТЭЦ-2, Ивановской ГРЭС-ПГУ, ГТУ ТЭЦ «Луч», ТЭЦ-1-Белгород, ТЭЦ-27, ТЭЦ-23 «Мосэнерго“», — перечисляет вводы эпохи РАО начальник оперативного штаба по строительству объектов ЗАО «Энергопроект» Валерий Коробов.
Инвесторов успешно приманили выставленными на продажу генерирующими компаниями, а фактически единственным условием для новых владельцев были обязательные инвестпрограммы: в течение нескольких лет ОГК и ТГК должны были вводить новые энергоблоки. За это энергетикам обещали ДПМ — договоры на предоставление (поставку) мощности: по ним новая генерация должна была получать более высокие доходы, что гарантировало возврат инвестиций.
Перспективы многомиллиардных заказов оживили и инжиниринговую отрасль, до этого пребывавшую в анабиозе. Правда, едва успев заключить первые договоры генподряда с энергетиками, инжиниринг сразу столкнулся с известной проблемой «гладко было на бумаге, но забыли про овраги». Проблем оказалось много. Во-первых, ликвидация гаранта реформ в виде РАО ЕЭС совпала с началом мирового кризиса 2008 года, и новых инвесторов вовсе не радовала перспектива инвестиций на фоне падающей экономики. Во-вторых, программа строительства генерации была сверстана в дорыночную эпоху и точно спрогнозировать спрос на электроэнергию, темпы развития промышленности и прочие факторы в монополии не смогли. Энергокомпании приложили много сил к тому, чтобы отказаться от запланированных в РАО ЕЭС проектов и переформатировать инвестпрограммы (хотя, конечно, в каких-то случаях это объяснялось желанием не тратить дополнительные миллиарды непонятно на что, а отбивать уже потраченное). Например, нынешние инвестпрограммы ОГК-3 или ТГК-2 мало чем напоминают то, что первоначально запланировали в монополии — ни по объектам, ни по срокам ввода.
В-третьих, ситуация осложнялась тем, что государство, оставшись без РАО «ЕЭС России», в течение как минимум года не могло толком наладить внятный контроль за исполнением обязательных инвестпрограмм. Для того чтобы энергокомпании осознали, что забыть об обещаниях им никто не позволит, потребовалась тяжелая артиллерия: недовольство ситуацией выразил премьер Владимир Путин. Но, уже в-четвертых, ряд договоров с инжиниринговыми компаниями на строительство электростанций был заключен еще менеджментом РАО ЕЭС, а у новых собственников генкомпаний, разумеется, оказались свои взгляды на то, кто и на каких условиях должен исполнять их заказы. Скажем, одной из основных интриг постчубайсовской эпохи в энергетике были переговорные и судебные сражения «Газпром энергохолдинга» с генподрядчиками, активно освещавшиеся в прессе. В-пятых, ДПМ, сделанные в РАО ЕЭС, оказались ущербными. С одной стороны, эти договоры то ли были подписаны как полагается, то ли не были, с другой же, их в конце концов сочли недостаточно точными. Активно заниматься строительством без документов, гарантирующих окупаемость проектов, энергокомпании не желали. Началась новая кампания по подписанию ДПМ, которая закончилась лишь через пару лет победой генераторов, добившихся крайне выгодных им условий.
Перед концом «эпохи ДПМ»
Все это привело к тому, что во многих случаях реализация инвестпрограммы ОГК и ТГК затянулась на годы, хотя аналитики рынка ожидали всплеска инвестиций и массовых заказов на новые генмощности. Считается, что построить энергоблок на парогазовой технологии можно за три года, а угольные мощности даже без особенной спешки строятся максимум за пять лет, однако нынешняя программа ДПМ по некоторым объектам продлится до 2018 года, то есть ГОЭЛРО-2 от РАО ЕЭС реализуется практически вдвое дольше, чем объективно необходимо. С другой стороны, пик строек точно завершится к 2015 году — а что потом? «В соответствии с распоряжением правительства РФ от 11 августа 2010 года о вводе генерирующих объектов, с использованием которых будет осуществляться поставка мощности по ДПМ, в период 2010-2017 годов предусмотрен ввод 134 блоков суммарной установленной мощностью 25,2 ГВт, — уточняет Валерий Коробов. — При этом вводы практически будут закончены в 2015 году (на 2016 и 2017 годы намечены вводы по одному блоку)». Об идеях вроде программы «ДПМ-штрих», то есть новых механизмах гарантирования инвестиций, чиновники время от времени заговаривают, но пока реальных программ такого рода нет. «Из материалов встречи министра энергетики Сергея Шматко с руководителями генерирующих, сетевых и сбытовых компаний видно, что с окончанием ДПМ вопрос о дальнейшем вводе мощностей не решается», — говорит господин Коробов. «После завершения выполнения ДПМ не видно механизмов, которые могли бы обеспечить окупаемость новых проектов», — соглашается Сергей Пикин. Сам рынок, по мнению эксперта, не в состоянии гарантировать окупаемость новых мощностей. Поэтому ключевым вопросом уже в ближайшее время (два, может быть, три года) станет, кто обеспечит энергетическому инжинирингу следующий портфель заказов.
«Действительно, основной портфель заказов в отрасли теплоэнергетики формируют ОГК и ТГК, реализующие обязательные инвестпрограммы в рамках ДПМ, — соглашается гендиректор ОАО „Инженерный центр ЕЭС“ Алексей Спицин. — Причем ввод новых мощностей в рамках ДПМ должен быть осуществлен в подавляющем большинстве случаев до 2015 года. После этого мы прогнозируем существенный спад спроса на услуги по вводу энергетических объектов». «Работы по инвестпрограммам в рамках договоров на поставку мощности еще несколько лет будут продолжаться. Некоторые крупные генерирующие компании, которые заключили ДПМ, еще не полностью реализовали свои инвестпрограммы: часть проектов находится только в стадии проработки», — поясняет заместитель гендиректора по реализации проектов ЗАО «Интертехэлектро» Евгений Шныров.
Но ДПМ проблемы старения энергетики не решат. «Таким образом, к 216 ГВт (парк действующей мощности на начало 2009 года. — BG) добавится 25,2 ГВт новейшего оборудования — 11,68%, — говорит Валерий Коробов. — Но при этом действующее оборудование ТЭС «состарится“ еще на семь лет, неумолимо подходя к черте ожидаемого лавинообразного выхода из строя или его принудительного вывода в связи с исчерпанием паркового ресурса». По подсчетам менеджера, к 2017 году «действующее оборудование ТЭС, введенное до 1970 года, а это 38% (82 ГВт) установленной мощности, достигнет возраста от 47 до 60 лет». «По нашему мнению, необходимость новой волны крупного энергетического строительства назреет уже к 2018-2020 годам, когда придет время замены основного оборудования на многих крупных станциях в России, — считает господин Шныров. — Строительство большого количества станций — ГРЭС — пришлось на вторую половину 60-х и 70-е годы прошлого века. Это означает, что этим энергетическим объектам к 2020 году будет уже по 50 лет и они приблизятся к полной выработке своего паркового ресурса». По его мнению, продление сроков эксплуатации таких станций еще на несколько лет возможно, но во многих случаях это связано с необходимостью снижения начальных параметров (температуры, давления), а следовательно, приведет к снижению КПД и увеличению потребления топлива.
То, что старые мощности придется так или иначе закрывать, признают и в Минэнерго, государственные прогнозы, программы и генсхемы развития отрасли предполагают резкое увеличение выводов устаревшей генерации. «В период до 2030 года будут выведены из эксплуатации более 50 ГВт устаревших и неэффективных мощностей ТЭС, и эти мощности необходимо так или иначе замещать в связи с ростом энергопотребления в стране», — считает президент ОАО «ЭМАльянс» Тимур Авдеенко. Но сейчас спрос на электроэнергию растет достаточно медленно, в среднем на пару процентов в год, отмечает Сергей Пикин. «Это приводит к тому, что старые электростанции, не очень эффективные, но работающие, могут обеспечивать текущее энергопотребление, спрос на новые мощности не увеличивается», — добавляет он.
Заграница нам поможет
Но есть и еще один фактор, который может оказать положительное влияние на энергоинжиниринг в ситуации вяло растущего внутреннего спроса. «Большое воздействие на формирование рынка энергостроительства в будущем окажет рост экспорта электроэнергии, который потребует строительства дополнительных генерирующих мощностей, не учтенных в рамках ДПМ», — считает директор по развитию и продажам ООО «Евросибэнерго-инжиниринг» Алексей Рокачевский. Правда, ожидать немедленных заказов на экспортоориентированные электростанции не стоит. Существующие рынки сбыта российской электроэнергии за рубежом достаточно стабильны. Так, наиболее значимым направлением, как по физическим объемам поставок, так и в финансовом выражении, остается Скандинавия, но пока нет оснований полагать, что потребителям в Финляндии потребуется дополнительная российская генерация. Энергодефицитным рынком после закрытия Игналинской АЭС в Литве является Прибалтика, но для экспорта в регион пока достаточно мощностей северо-запада России и Калининградской области, а в дальнейшем, скорее всего, поставки электроэнергии сможет осуществлять Балтийская АЭС (ввод 2 ГВт намечен на 2016-2017 годы). Возможно, единственное перспективное направление — КНР: если в будущем удастся создать развитую сетевую инфраструктуру, то туда можно будет перекачивать избыток энергии с Дальнего Востока и из Сибири. То же «Евросибэнерго» намеревается строить вместе с китайскими партнерами до 10 ГВт, нацеленных именно на экспорт в КНР.
Сергей Пикин отмечает еще один отраслевой тренд, который стал заметен в последнее время: выход компаний на зарубежные рынки. В качестве примеров он приводит совместные предприятия «Интер РАО» (с General Electric по производству турбин, с WorleyParsons Ltd (инжиниринг), СП «РусГидро» по гидротурбинам, покупка «Атомэнергомашем» чешского предприятия Chladici veze Praha (сооружение градирен). Это, по его мнению, может означать, что российские компании пытаются активно выходить на зарубежные рынки машиностроения и инжиниринга. Это диверсификация рисков, замечает господин Пикин, за счет иностранных активов компании могут наполнять свои портфели заказов при спаде на российском рынке.
Государство держит паузу
Многие ожидают того, что роль двигателя инвестирования по традиции возьмет на себя государство. Ведь именно оно гарантировало энергетикам возврат вложенных средств по ДПМ. Инжиниринговый сектор в целом заинтересован в том, чтобы государство определилось с планами строительства новой генерации. Но здесь возникает и сложность с потребителями, уже начавшими оплачивать повышенные доходы энергокомпаний, которые ввели мощности по обязательным инвестпрограммам. ДПМ, наверное, не самый весомый фактор роста цен на электроэнергию, влияние резко выросших в последние два года инвестиций сетевых компаний, видимо, значительно больше, но тем не менее свой вклад в удорожание киловатт-часов эти договоры вносят.
Гендиректор «Евросибэнерго» Евгений Федоров в июне говорил «Ъ», что ожидает «скачкообразного роста» ценового влияния ДПМ в энергозоне Сибири с 2012 года. По его оценкам, здесь после ввода 1 ГВт новой генерации за год потребители выплатят дополнительно около 12 млрд. руб., что топ-менеджер назвал «чудовищными цифрами». Поскольку правительство сейчас в первую очередь озабочено торможением роста конечных цен на электроэнергию, вряд ли стоит ожидать того, что оно с радостью будет рассматривать новые механизмы, подобные ДПМ.
Тем не менее государство обеспокоено старением фондов российской энергетики и не уверено в том, что энергокомпании смогут самостоятельно справиться с решением этой проблемы, говорит заместитель гендиректора ОАО «ВО „Технопромэкспорт“» по России Валерий Илюшин. «По словам главы Минэнерго Сергея Шматко, нет уверенности в том, „что кэша, который может генерить энергетика, даже с учетом роста потребления, на фоне того, что за последние много лет накопились значительные проблемы с износом фондов, в сетевом комплексе, в генерации, теплогенерации, магистральном теплоснабжении, будет достаточно“», — цитирует министра топ-менеджер. Сам рынок не в состоянии гарантировать окупаемость новым мощностям, соглашается господин Пикин. «Ассоциации инжиниринговых компаний необходимо ставить перед Минэнерго вопрос о создании рабочей инициативной группы для подготовки предложений и выхода в правительство с целью принятия программы ежегодного ввода новых мощностей на период с 2018 по 2030 годы в объеме не менее 6-7 ГВт», — считает господин Коробов.
Плюс диверсификация всей отрасли
Есть, впрочем, сектора, где государство вполне могло пока поддерживать инвестпрограммы энергокомпаний и тем самым снабжать портфелем заказов инжиниринговый сектор. Речь идет об атомной и гидроэнергетике. Целевые инвестиционные средства, которые включены в тарифы ГЭС и АЭС, прямая и косвенная финансовая поддержка государства позволяют «Росэнергоатому» и «РусГидро» строить обширные планы строительства новых мощностей и модернизации старых.
Но инжиниринговые услуги по проектам АЭС обеспечивают в первую очередь собственные компании «Росатома». Специфика отрасли такова, что проектно-строительные компании «общего профиля» здесь могут быть только субподрядчиками, выполняющими вспомогательные работы. Впрочем, ряду инжиниринговых компаний вполне удается получать солидные заказы «Росатома», как, например, группе E4, строящей хранилище отработанного ядерного топлива в Красноярском крае. Более того, скорее можно видеть движение в обратном направлении: «Атомстройэкспорт», исполняющий зарубежные заказы госкорпорации по строительству АЭС, вторгся в сферу обычной энергетики, выиграв тендер на сооружение нового энергоблока на Южно-Уральской ГРЭС ОГК-3. У строительства ГЭС тоже есть своя специфика, отличающая ее от традиционной тепловой энергетики. А, напомним, именно строительство газовых и угольных ТЭС, внесенных в обязательные инвестпрограммы, сформировало основной объем заказов в последние годы и тем самым в значительной степени предопределило специализацию крупнейших игроков энергоинжиниринговой отрасли.
Диверсификация, возможно, станет одним из популярных способов наращивания заказов энергоинжиниринга. Впрочем, диверсифицироваться можно не только в географическом направлении, так или иначе выходя за пределы российского рынка, и не обязательно в сторону государственных заказов в «мирном атоме» и гидроэнергетике. «Каждая из инжиниринговых компаний, в настоящее время активно работающих в электроэнергетике, должна будет разработать свою стратегию действий в этот период: реализовывать IPP-проекты, диверсифицировать бизнес в иные сектора промышленного/гражданского строительства или сокращать издержки», — говорит Евгений Шныров.
А в «ЭМАльянсе», похоже, всерьез рассчитывают на то, что российские энергокомпании разнообразят технологический спектр своих интересов и перестанут заказывать только стандартные решения. «Надеемся, что новый стимул развитию рынка инжиниринга даст и освоение российскими компаниями инновационных технологий в энергетике: переход к серийным энергоблокам на базе ПГУ, промышленное освоение паросиловых угольных блоков, работающих на суперсверхкритических параметрах пара, технологии циркулирующего кипящего слоя (ЦКС) и газификации твердого топлива», — сказал президент компании Тимур Авдеенко. Но при этом добавил, что «безусловно, на стадии строительства пилотных блоков необходима поддержка со стороны государства как главной заинтересованной стороны в развитии мощной инжиниринговой и энергомашиностроительной отрасли в России».
Заметим, что последний раз реальный толчок подобным технологиям давало РАО «ЕЭС России»: именно монополия внесла в инвестпрограммы ОГК и ТГК строительство и парогазовых блоков, и угольных котлов с ЦКС. Правда, судьба инноваций была различной: если ПГУ стали фактически технологической нормой энергоинжиниринга (традиционные паросиловые блоки на газе с низким КПД в России больше не строят), то от проектов угольной генерации с ЦКС энергетики массово отказывались. Единственный блок по такой технологии достраивается на Новочеркасской ГРЭС (ОГК-6 «Газпром энергохолдинга»). Причиной, видимо, является то, что циркулирующий кипящий слой делает энергоблок дороже, а получаемого от этого экономического эффекта генераторам недостаточно. К технологии «суперсверхкритики» в современной России на практике (то есть хотя бы на стадии первого промышленного образца) пока даже не приступали. Минэнерго уже в постчубайсовские времена также говорило о необходимости развития технологических инноваций, но механизмов поддержки пилотных проектов такого рода не появилось. Основная причина, видимо, в том, что перекладывать оплату их разработки и внедрения на потребителей уже затруднительно, а сами генераторы пока не сформировали спрос на новую энергетику.
Нет движения на «зеленый»
Любопытно, что ни одна из опрошенных BG инжиниринговых компаний даже не упомянула в качестве перспективного направления альтернативную энергетику, в частности возобновляемые источники энергии (ВИЭ), притом что государство о необходимости развития этого сектора говорило, пожалуй, почаще, чем об инновациях в традиционной энергетике. Однако ни солнечную, ни ветроэнергетику, ни биотопливо компании не заметили.
Эта картина разительно отличается от наблюдающейся в развитых странах, где на ВИЭ делается едва ли не основная ставка (к примеру, Германия всерьез намерена замещать выработку выводимых из работы атомных станций именно «зеленой» энергией). Еще пример: французская Areva, десятилетиями специализировавшаяся на строительстве АЭС и не собирающаяся отказываться от этого сектора, в последние годы настойчиво позиционирует себя как компанию, развивающую и ВИЭ. Впрочем, развитые страны Европы активно стимулируют развитие альтернативных источников энергии, то компенсируя «зеленым» тарифом убытки от производства киловатт-часов на ВИЭ, то облагая сжигание ископаемого топлива поборами за выброс парниковых газов.
В России ничего подобного пока нет, хотя Минэнерго в сентябре сообщало о разработке программы развития ВИЭ ( «Основных направлений госполитики в сфере повышения энергоэффективности электроэнергетики на основе использования ВИЭ на период до 2020 года»). Министерство предложило отказаться от прежней идеи установления надбавки к цене электроэнергии, выработанной на ВИЭ на механизм оплаты мощности, то есть на аналог ДПМ. Документ собирались отправить в правительство не позднее четвертого квартала 2011 года. Впрочем, Сергей Пикин скептически смотрит на перспективы «зеленого» инжиниринга. «Альтернативная энергетика не сможет дать значительный импульс энергоинжинирингу прежде всего потому, что компании этого сектора ориентируются в основном на традиционную энергетику, работающую на ископаемом топливе», — замечает эксперт. Хотя, напомним, государство планировало к 2020 году довести долю производства «зеленой» энергии до 4,5%, а это потенциально весьма солидный сегмент рынка.
Модернизация без денег
Инжиниринговые компании могут заняться и модернизацией старого оборудования. Часть таких проектов даже попала в список ДПМ, хотя, конечно, оборудования, которое нуждается в обновлении, гораздо больше. «Крупные заказчики продолжат реконструкцию существующих энергетических объектов прежде всего в силу объективного морального и физического износа основных фондов, построенных еще в советское время», — отмечает Алексей Спицин.
«Очевидно, что модернизация отрасли возможна только в условиях окупаемости затрат на ее развитие, — поясняет гендиректор ООО „Кварц — Новые технологии“ Иван Аветисян. — Необходимо создавать условия, при которых электроэнергетика станет привлекательна, и работать над улучшением инвестиционного климата в отрасли. Пока эта задача не решена». Но если вдруг удастся добиться инвестпривлекательности даже для части старых мощностей, то фронт работ для инжиниринга окажется огромным. Валерий Илюшин рассказывает о перспективах: «За время своего существования компания „Технопромэкспорт“ ввела в эксплуатацию более 400 энергетических объектов по всему миру. Некоторые электростанции необходимо модернизировать, так как оборудование устаревает через 40-50 лет, и обычно этим занимаются компании, которые строили объекты».
В поисках точки спроса
Единственный, пожалуй, фактор развития рынка строительства новой генерации, который упоминают практически все участники, — это энергетика промышленных потребителей. То есть электростанции, принадлежащие крупной и средней индустрии и предназначенные в первую очередь для снабжения самих производств. «Существенным фактором станет, на наш взгляд, строительство собственных электростанций крупными промпотребителями — это и компании нефтегазового сектора, металлургии, нефтехимии и нефтепереработки», — заявляет Тимур Авдеенко. «Мы ожидаем увеличения спроса со стороны заказчиков, не относящихся к электроэнергетическому сектору, — соглашается Алексей Спицин. — Предприятия нефтегазовой, металлургической, целлюлозно-бумажной промышленности и другие, а также правительства субъектов РФ в условиях роста цен на электроэнергию будут стремиться создавать новые собственные энергоблоки, чтобы не зависеть от традиционных поставщиков электроэнергии».
По мнению Евгения Шнырова, это уже вторая попытка российской индустрии создать собственные генмощности. «Идея так называемой автогенерации и IPP-проектов (от английского independent power producer — «независимый производитель энергии». — BG) была популярна несколько лет назад, — говорит он, — компании открывали кредитные линии для строительства собственных энергоисточников. С наступлением кризиса эти процессы были приостановлены, а сейчас, возможно, они снова приобретут актуальность». Дополнительным фактором для появления собственных мощностей будут требования государства к нефтяникам, касающиеся более полного использования углеводородного сырья. «У нефтедобывающих компаний продолжают действовать программы повышения степени полезной утилизации попутного газа, которую многие компании решают за счет строительства собственных энергомощностей», — поясняет господин Шныров.
Это актуально прежде всего для Сибири. Одним из наиболее известных проектов такого типа является новое строительство на Нижневартовской ГРЭС (СП ОГК-1, принадлежащей «Интер РАО», и ТНК-BP). В нефтяной компании не скрывали, что заинтересованы в проекте во многом из-за того, что ей нужен сбыт попутного газа с тюменских месторождений. Генподряд на сооружение энергоблока достался «Технопромэкспорту». «Увеличение стоимости электроэнергии для предприятий нефтегазового сектора Уральского федерального округа за последний год существенно превысило декларируемые правительством 15%, и процесс самоизоляции уже полным ходом идет в нефтегазовой отрасли, — заявил Валерий Илюшин. — По прогнозам специалистов, к 2020 году примерно половина всей вырабатываемой в УрФО энергии придется на автономные источники. И для строительства собственных электростанций крупный бизнес привлекает инжиниринговые компании».
Кроме того, генерацию в России будут строить под новые индустриальные проекты, считают во многих компаниях инжинирингового сектора. «Новые мощности потребуются для реализации крупных государственных и частных инвестиционных проектов, — полагает Иван Аветисян. — К примеру, разработка и освоение Удоканского месторождения меди требует более 400 МВт дополнительных мощностей, энергообеспечение проекта освоения Штокмановского месторождения «Газпрома» предполагает наличие около 2,2 ГВт дополнительно». Не стоит забывать и о крупных проектах по освоению сибирских и дальневосточных месторождений, расположенных в отдалении от энергосистем, считает Алексей Спицин: «В рамках этих проектов будут создаваться собственные генерирующие мощности для энергоснабжения добывающих предприятий». Однако, по мнению господина Аветисяна, такие проекты будут штучными и не будут иметь отношения к обновлению электроэнергетики страны в целом. Алексей Рокачевский напоминает и о том, что «в случае отсутствия ДПМ большое значение на развитие отрасли будут оказывать следующие факторы: активное развитие распределенной генерации, приближенной к потребителям, возрастание доли малой энергетики и независимых производителей электроэнергии».
Стоит отметить, что строительство генерации под новый индустриальный проект или кластер в ряде случаев тоже может столкнуться с проблемами. Отказ монопотребителя от расширения производства или сокращение его планов развития автоматически ставит под вопрос и будущее энергетических мощностей. А это, в свою очередь, может ударить по генподрядчикам. Например, перспективы Богучанской ГЭС, строящейся на Ангаре совместно «РусГидро» и ОК «Русал», зависят от того, будет ли спрос на электроэнергию со стороны алюминиевых производств. Кризис 2008 года, ударивший в том числе и по металлургам, поставил вопрос о том, удастся ли реализовать электроэнергию новой станции. Подрядные организации, работавшие на ГЭС, тогда находились в подвешенном состоянии: было непонятно, то ли ждать прояснения ситуации, то ли покидать объект. Похожие проблемы возникли у «Росэнергоатома» на Балаковской АЭС, где с 1992 года стоят недостроенными пятый и шестой энергоблоки суммарной мощностью не менее 2 ГВт. Строительные конструкции одного из них готовы на 80%, но пока никто не может сказать, будут ли они
Кто выживет в тощие годы?
Основные игроки энергоинжиниринговой отрасли ожидают, что сектор будет испытывать трудности. «После того как ДПМ перестанут формировать основную часть портфеля заказов, на инжиниринговом рынке, по мнению экспертов компании „Технопромэкспорт“, останутся только самые компетентные игроки», — говорит Валерий Илюшин. «Приостановка вводов новых мощностей на ТЭС, замена устаревших технологий неизбежно приведут к развалу коллективов проектного сектора, который в последнее время с трудом поднимается из руин, к потере специализированных монтажных подразделений, к существенному спаду производства на заводах энергетического оборудования. Будут и другие социальные последствия», — предупреждает Валерий Коробов.
«Конкуренция среди инжиниринговых компаний в этих условиях будет усиливаться, некоторые компании не выдержат и переориентируются либо уйдут с рынка,
Источник: Business Guide, 24.10.2020
Отзывы
и обращения
