Высокая роль импорта в российском ТЭКе — типичный феномен, наблюдающийся и в других отраслях, — уходит корнями в период перехода к либеральной экономике, возвышения идей рынка, глобализации и международного распределения труда. Смена парадигмы неизбежна, но требует значительных усилий
До 2014–2015 годов, когда началась первая волна массированных западных санкций, российский энергетический бизнес заботился в первую очередь о своей экономической эффективности. С этой целью закупались импортные машины и оборудование с наиболее совершенными технико-экономическими показателями, превосходящими существующие отечественные аналоги. А акцент в работе был сделан на наиболее прибыльные направления — на производство и реализацию энергосырьевой продукции с получением высокой ренты в условиях благоприятной ценовой конъюнктуры. Одновременно из бизнес-структур вымывались «непрофильные» и низкорентабельные активы, функции которых передавались на аутсорсинг.
В такой парадигме нефтяной и угольный бизнес России функционировал многие годы. В нефтесервисном сегменте огромную роль играла «большая четверка» (Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes, Weatherford), использующая западные технологии. Машины и оборудование в значительной степени имели импортное происхождение. Контракты на поставку нефтяных и угольных грузов заключались по принципам FOB, а флот, вывозящий энергоресурсы из российских портов, имел флаг третьих стран.
По похожему пути пошло развитие электроэнергетики. После разделения РАО ЕЭС был запущен новый «квазигосударственный» механизм привлечения инвестиций — договоры предоставления мощности (ДПМ), причем ДПМ при строительстве тепловых электростанций в подавляющей степени был основан на закупках зарубежных технологических решений от Siemens, General Electric, Ansaldo, Alstom, Mitsubishi.
По оценкам, доля иностранных технологий, услуг, машин и оборудования, комплектующих и материалов в ТЭКе достигала 60%. Конечно, в ряде сегментов ситуация была иной: в атомной энергетике и газовом секторе (кроме СПГ — о нем отдельный разговор) российские позиции традиционно сильны. Тем не менее можно говорить, что в российском ТЭКе стремление максимизировать экономическую эффективность отдельных компаний стало превалировать над принципами макроэкономической эффективности хозяйственного комплекса с учетом межотраслевых связей.
Но после 2014 года ситуация изменилась.
Череда западных санкций, включающих ограничения на поставки зарубежного оборудования и материалов для ТЭКа, сделала невозможной прежде широкую опору на импорт. Резонным ответом стала политика целенаправленного импортозамещения: органы власти, энергетический бизнес, научно-исследовательские, опытно-конструкторские, промышленные организации определили широкий перечень продукции (машиностроение, компоненты, материалы), компетенции в производстве которой необходимо развивать, и это стало предметом государственной поддержки.
Очевидно, что быстро и качественно все импортозаместить невозможно. И хотя в ТЭКе есть несколько больших успехов, о которых мы поговорим ниже, статистически наблюдать уверенное снижение роли импорта не получается. Так, угле- и нефтедобыча демонстрировала некоторые позитивные сдвиги в 2017–2019 годах, однако затем вновь произошло наращивание доли импорта в инвестициях, и по состоянию на конец 2021 года эти отрасли вернулись к «досанкционным» позициям — 45 и 55% соответственно (см. таблицу). Компаниям понадобилось время для перенастройки цепочек поставки необходимой импортной продукции, заметно сменился набор подрядчиков и субподрядчиков. В результате было налажено устойчивое функционирование отраслей в новых условиях, но масштабного ухода от эффективных зарубежных решений не случилось.
Номинальное снижение зависимости от импорта произошло только в электроэнергетике, чему способствовали два фактора. Во-первых, пик закупок импортного генерирующего оборудования по ДПМ был пройден до 2014 года. Во-вторых, на территории России были локализованы мощности по производству газовых турбин большой мощности: в 2014 и 2015 годах соответственно были запущены производства «Русские газовые турбины» (с участием General Electric) и «Сименс Технологии газовых турбин» (с участием Siemens). Но несмотря на снижение доли импорта, поставка ключевых узлов (камеры сгорания топлива, лопатки турбин, системы управления) оставалась завязанной на импорт, поэтому уход западных компаний из России фактически привел к остановке сборочных производств на этих предприятиях.
В 2022 году санкционный режим был кардинально усилен. Российский энергетический бизнес оказался отрезанным от западных технологий. Кроме того, расширилась палитра ограничительных мер: если ранее санкции были нацелены на возможности реализации энергетических проектов внутри России, то теперь удар нанесен по логистике доставки российских грузов через санкционирование флота, который используется для морских перевозок.
Реакция России сводится к следующим действиям:
— закрытие чувствительной информации, что осложняет анализ происходящего в российском ТЭКе (в том числе и нам);
— преобразование задачи «импортозамещения» в политику «обеспечения технологического суверенитета», которая смещает акценты в пользу замещения или гарантирования критически важного импорта, а также явно допускает обеспечение критических потребностей с вовлечением дружественных стран. Последний аспект особенно важен на фоне все более очевидно проявляющейся регионализации мировой экономики, состоящей в постепенном формировании нескольких «суперэкономических» объединений стран, которые будут относительно самодостаточны в ресурсной, технологической и финансовой областях. В свою очередь, торговые взаимоотношения между новыми «центрами силы» будут осложнены мерами протекционизма разной природы (от обычных торговых пошлин и санкций до новелл вроде трансграничных углеродных механизмов, объясняемых климатической повесткой).
В целом среди большого набора частных кейсов наиболее крупными и значимыми в ТЭКе сегодня выглядят три.
Высокую стойкость к технологическим санкциям и логистическим преградам демонстрирует нефтяной сектор России. Практически вся информация о функционировании отрасли сегодня закрыта, поэтому судить мы можем по косвенным признакам. Мы знаем, что:
— с 2022 года Россия добывает около 520 млн тонн нефти в год, что всего на 7% ниже максимальных значений, достигнутых в 2019 году;
— ограничения технологического характера, то есть недоступность конкретного оборудования, услуг, технологий, пока не стали заметным фактором, определяющим валовые показатели работы отрасли или возможность налаживания производственных процессов внутри страны. Сложности возникают на уровне отдельных проектов и не тиражируются на общенациональный уровень;
— восполнение запасов, изменение видовой структуры разрабатываемых залежей, вовлечение в практику новых технологических решений, например постоянный рост доли горизонтального эксплуатационного бурения, — исключительно внутриотраслевые вопросы, решаемые рутинными процессами управления, включая донастройку налогового режима, и не требующие пока экстраординарных мероприятий;
— высокая зависимость от импорта в отрасли сохраняется, однако это пока не стало фактором неустойчивости. Постепенно налаживается производство отечественного флота для гидроразрыва пласта, другие задачи решаются путем консолидации активов, изменения логистики поставок, поиска новых подрядчиков;
— наиболее чувствительный удар — морские перевозки, которые также можно отнести к сфере технологического суверенитета. Россия не может самостоятельно обеспечить морской фрахт собственных грузов в настоящее время и в обозримой перспективе ни при каких разумных сценариях. Поэтому решение данной проблемы возможно только с вовлечением дружественных сторон, преимущественно стран глобального Юга, что и происходит. По понятным причинам это наименее наблюдаемая статистически система, но она выглядит достаточно гибкой и «живучей», что позволяет России удерживать стабильные физические показатели добычи и экспорта.
Пока неясны перспективы российской СПГ-индустрии.
Два первых крупнотоннажных проекта на территории России — «Сахалин-2» и «Ямал-СПГ» — реализованы на основе зарубежных технологий и оборудования: Royal Dutch Shell, Linde, Air Products/Honeywell. Разработка собственной крупнотоннажной СПГ-технологии была определена как стратегическое направление промышленной и энергетической политики России и пользовалась серьезной государственной поддержкой.
И успехи были достигнуты. Сначала «НоваТЭК» разработал и запатентовал среднетоннажную технологию «Арктический каскад», которая была использована для четвертой линии «Ямал-СПГ». А в середине 2023 года произошло прорывное событие: компания запатентовала крупнотоннажную модификацию своей технологии, которая легла в основу проектов «Арктик СПГ-2» и «Мурманский СПГ». «НоваТЭК» создал в Мурманской области Центр строительства крупнотоннажных морских сооружений (ЦСКМС), на котором происходит сборка СПГ-линий. Фактически в стране появилась база для тиражирования СПГ-производств.
Однако затем началось целенаправленное санкционное давление на «Арктик СПГ-2» через блокировку любых операций с оператором проекта, в том числе импортных поставок необходимого оборудования. Но, вероятно, наиболее чувствительной зоной, как и в случае с нефтью, стала логистика: у России нет флота для самостоятельного вывоза СПГ с новых проектов, а строительство заказанных танкеров ледового класса также завязано на импортные продукцию и услуги. От того, удастся ли «НоваТЭКу» наладить стабильный вывоз, зависят перспективы становления российского СПГ-сегмента.
Еще один важнейший кейс — газовые турбины большой мощности (ГТБМ, свыше 100 МВт) и основанные на них парогазовые установки (ПГУ) в электроэнергетике. Это наиболее эффективная технология генерации с использованием природного газа.
В Советском Союзе ГТБМ не выпускались — советская электроэнергетика строилась на базе паросиловых установок, и компетенций в производстве подобного оборудования у отечественных машиностроителей не было. В конце 1970-х — начале 1980-х годов была поставлена задача создания энергетической газовой турбины мощностью 25 МВт, и изготовление трех образцов, потребовавших дальнейшей доработки, заняло около десяти лет.
В Российской Федерации разработка ГТБМ осуществлялась с конца 1990-х, когда НПО «Сатурн» начало работу над турбиной ГТЭ–110 мощностью 110 МВт. После длительных испытаний пять турбин данного типа были установлены на Ивановских ПГУ и Рязанской ГРЭС, однако они часто ломались, долго ремонтировались и в конце концов были заменены агрегатами иностранного производства. Свои разработки были и у «Силовых машин», однако их ГТЭ-180 так и осталась в виде чертежей, а единственный образец турбины меньшей мощности ГТЭ-65 прошел ряд испытаний на одной из московских электростанций, но в эксплуатацию принят не был.
Когда после раздела РАО ЕЭС разрабатывалась масштабная программа ДПМ, в развитии тепловой генерации огромная ставка делалась именно на ГТБМ и ПГУ — совокупная мощность такого оборудования в настоящее время составляет около 35 ГВт, или 20% от общей установленной мощности ТЭС. При этом каких-либо действий по поддержке внедрения отечественного оборудования предпринято не было: по всей видимости, сказалась неуверенность в возможности российских производителей создать надежный и конкурентоспособный по затратам образец. Как было сказано выше, пакет заказов был отдан зарубежным поставщикам при осуществлении частичной локализации производств. В тот момент решение давало «локальный максимум» по операционной экономической эффективности. Однако оно как минимум не усилило производственно-технологический потенциал страны в сфере современных технологий генерации, а как максимум — негативно сказалось на стратегической надежности электроэнергетики и энергетической безопасности.
Уход зарубежных компаний стал крайне чувствительным: отраслевые эксперты предупреждают, что из-за невозможности обслуживать импортные ГТБМ существует риск их остановки в ближайшие годы. Если это произойдет, электроэнергетика России не остановится, однако генерация будет осуществляться на менее эффективной по топливу конфигурации оборудования.
Нельзя говорить, что в этой сфере ничего не делается. Во-первых, на площадке «Сименс Технологии газовых турбин» планируется строительство комплекса по производству новых турбинных лопаток, а также по восстановлению компонентов эксплуатируемых ГТБМ. Во-вторых, продолжается создание отечественной ГТБМ. Над этой задачей работают несколько компаний: «Силовые машины» (производство турбин организовано на Ленинградском металлическом заводе), «Ростех» (завод «ОДК-Сатурн»), РЭП Холдинг (Санкт-Петербург), «Русские газовые турбины» (Рыбинск). Наибольшую степень готовности имеет ГТБМ «Ростеха»: осенью 2024 года госкорпорация сообщила об успешных испытаниях отечественной ГТД-110М на ТЭС «Ударная» в Краснодарском крае, которая была переведена в режим максимальной мощности.
Тем не менее, пока производство отечественных ГТБМ не будет налажено в промышленных масштабах, надежность и эффективность электроэнергетики страны будут снижены.
На наш взгляд, усилия по решению проблем с ГТБМ пока заметно уступают таковым в нефтяном и СПГ-секторах. Причина этого довольно проста: нефтяники и газовики уверены в спросе на свой продукт, производители ГТБМ — нет. В электроэнергетике, где инвестиционная программа фактически определяется на квазигосударственном уровне, отсутствует понятный и значимый по объему заказ на отечественную ГТБМ. Причина тому — принцип минимума затрат при планировании энергетики, который, к слову, вновь закреплен в только что утвержденной «Стратегии пространственного развития Российской Федерации на период до 2030 года с прогнозом до 2036 года». Фактически пока отечественная ГТБМ не будет финализирована и не продемонстрирует достойные технико-экономические параметры, гарантированного пакета заказов на нее не будет. Нам кажется, что в данном случае было бы целесообразно дать некоторые гарантии значимых закупок отечественных ГТБМ с целью стимулирования НИОКР и разворачивания промышленных мощностей — все же вопрос напрямую касается технологического суверенитета. Что же касается опасений, что такой подход создаст более высокое ценовое давление на экономику, то следует констатировать: развитие электроэнергетики под заведомо завышенные прогнозы электропотребления, которое происходило в 2010-е и будет продолжаться все 2020-е годы (если судить по утвержденным только что СиПР-2030 и Генсхеме-2042), является более весомым фактором в формировании таких ценовых рисков.