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.
Следует также принять во внимание тот факт, что в ходе реформы произошел общий технологический регресс, в результате которого значительно возросла энергоемкость производства. Так, затраты электроэнергии на производство единицы продукции в промышленности по сравнению с 1990 г. увеличились в 1995 г. на 41 %, в 1998 г. – на 48,5 % (максимум падения в годы реформ), затем наметилось сокращение отставания. В 2000 г. энергоемкость промышленной продукции превышала уровень 1990 г. на 38,8 %, в 2005 г. – на 15,5, в 2010 г. – на 17,6, в 2012 г. – на 12, в 2013 г. – на 10, в 2014 г. – на 7,4 %. По энергозатратам на выпуск единицы промышленной продукции в начале 2010-х гг. восстановлен уровень второй половины 1970-х гг.
Общая картина изменений потребления электроэнергии в РСФСР и РФ показана на рис. 10.
Рис. 10. Потребление электроэнергии в РСФСР и РФ, млрд кВт-час
Другим важным условием стабильного развития народного хозяйства и благосостояния граждан является обеспеченность минеральными энергоносителями – нефтью и газом.
Исключительно важное место поэтому занимает нефтедобывающая промышленность. За 1960–1970-е гг. в РСФСР был создан мощный нефтедобывающий комплекс, так что в 1980-е гг. добыча поддерживалась на уровне 550–570 млн т. В годы реформ объем добычи упал до 301 млн т в 1996 г., а затем, начиная с 2000 г., поднялся до 470 млн т – в 2005 г., до 505 млн т – в 2010 г. и до 525 млн т – в 2014 г. (т. е. был достигнут уровень добычи конца 1970-х гг. – рис. 11).
Рис. 11. Нефтедобывающая промышленность в РСФСР и РФ: 1 – объем добычи нефти (включая газовый конденсат), млн т (левая шкала); 2 – число работающих в отрасли, тыс. чел. (правая шкала)
При этом в годы реформы – вплоть до 2001 г. – происходило падение производительности труда в отрасли. В 1980 г. на одного занятого в нефтедобыче работника приходилось 5,5 тыс. т добытой нефти, на начало перестройки в 1985 г. – 4,4 тыс. т, на начало радикальных реформ в 1990 г. – 3,8 тыс. т, а в годы радикального реформирования отрасли началось резкое снижение производительности: в 1995 г. – 1,4 тыс. т, в 2001 г. – 1 тыс. т добытой нефти на работника отрасли, т. е. ниже уровня конца 1950-х гг. Динамика производительности труда в нефтедобыче приведена на рис. 12.
Рис. 12. Производительность труда в нефтедобывающей промышленности в РСФСР и РФ, тыс. т добытой нефти на 1 работающего
Таким образом, несмотря на существенный технический прогресс, который имел место в отрасли в 1990-е гг., расчленение большого государственного концерна и передача этой самой рентабельной отрасли российской промышленности в частные руки привели к падению главного показателя эффективности производства в 3,75 раза.[5] Лишь с 2002 г. положение стало выправляться. В расчете на одного работника в 2010–2014 гг. добыто 3,3–3,7 тыс. т нефти, т. е. почти восстановлен уровень 1990 г. в 3,8 тыс. т.
В годы реформ в России – и при сокращении, и при восстановлении добычи нефти – доля экспорта нефти и нефтепродуктов увеличивается. Если в 1990 г. на экспорт в виде нефти и нефтепродуктов отправлялось 31,1 % всей добытой нефти (в целом из СССР – 27,8 %), то в 1995 г. – 56,2 %, в 2000 г. – 63,9, в 2005 г. – 74,4, в 2010 г. – 78,9, в 2011 г. – 77,2, в 2013 г. – 74,4, в 2014 г. – 74 %.
В годы реформ резко, втрое, сократилось внутреннее потребление нефти и нефтепродуктов: если в 1990 г. для внутреннего потребления их оставалось 2,4 т на душу населения, то уже в 1995 г. – 928 кг, а в 2010 г. – 748 кг, т. е. менее трети от того, чем располагал житель РСФСР в 1985–1990 гг. (рис. 13).
Рис. 13. Внутреннее потребление нефти и нефтепродуктов в РСФСР и РФ, на душу населения, кг
При этом глубина переработки нефти повысилась за 1990–2014 гг. – с 65,2 до 72,4 %. (Динамику этого и других показателей отечественной нефтепереработки см. в «Белая книга России. Строительство, перестройка и реформы: 1950–2013 гг.» на граф. 4–16 – граф. 4–23).
Энергоносители, минеральные удобрения и металлы (их тоже можно считать материализованной энергией) являются главными статьями российского экспорта, необходимого для обслуживания импорта и внешнего долга. Поэтому возможности снижения экспорта энергоносителей не предвидится. За исключением природного газа, доля потребляемых страной основных топливно-энергетических ресурсов в первые двадцать лет реформ неуклонно снижалась (рис. 14).
Рис. 14. Доля основных топливно-энергетических ресурсов, остающихся для внутреннего потребления в РСФСР и РФ, в % от добычи
Положение пока что кажется относительно стабильным, потому что сокращенно-восстанавливаемое производство не оказывает давления на рынок. Кроме того, в советское время было разведано и обустроено большое число месторождений, и пока что многие из них законсервированы, а эксплуатируются лишь наиболее рентабельные. Это создает иллюзию наличия больших разведанных запасов. Но в перспективе возможности значительного роста добычи малы, так как с конца 1980-х гг. глубокое разведочное бурение на нефть и газ резко сократилось (рис. 15).
Рис. 15. Бурение на нефть и газ в РСФСР и РФ, тыс. м: 1 – глубокое разведочное (левая шкала, тыс. м); 2 – эксплуатационное (правая шкала, тыс. км)
По данным Минпромторга РФ, оборудование, использующееся в России для добычи нефти и газа, изношено (буровое – на 50 %, трубопроводное – на 65 %). В последние 10–15 лет российские нефтегазосервисные компании в несколько раз больше тратили на поддержание текущей эксплуатации, чем на расширение производства, и результатом стало то, что на 2012 г. только 17 % буровых установок изготовлены после 2000 г., а 63 % – в 1980-х гг. В Минпромторге РФ считают, что есть тенденция к почти полному вытеснению российских производителей оборудования с внутреннего рынка.[6] По данным Ростехнадзора, по состоянию на 2014 г. общее количество бурового оборудования составляет 2265 единиц, из него с нормативным сроком эксплуатации – 825 (36,6 %), с истекшим сроком эксплуатации – 281 (12,4 %), с продленным сроком эксплуатации – 1159 (51,2 %).[7]
