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.
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]
За 1970–1980-е гг. в РСФСР был создан мощный комплекс по добыче и транспортировке природного газа – разведаны и обустроены месторождения, подготовлены кадры и вспомогательные производства, построены газопроводы. Более 75 % от имеющихся сегодня на территории РФ магистральных газопроводов построены еще в советское время – на 2010 г. из имевшихся 168 тыс. км магистральных газопроводов в годы реформ построено было 38,7 тыс. км газопроводов магистральных и отводов от них. Добыча газа мощно росла в стабильном ритме с 1974 г. по 1990 г. и увеличилась за это время более чем в 6 раз. В годы реформ этот рост прекратился и стабилизировался на уровне около 650 млрд куб. м (рис. 16).
Практически все годы реформ Россия продержалась на природном газе, на экспорт поставлялось и поставляется в среднем около 30 % добытого газа (рис. 14: в 2010–2014 гг. – в среднем 28 %). В 1992–1997 гг. внутреннее потребление газа в РФ упало с 3 до 2,5 тыс. куб. м на душу населения. Затем наметилось восстановление по этому показателю, и в 2010–2014 гг. достигнут среднегодовой уровень потребления в 3,2 тыс. куб. м на душу населения.
Рис. 16. Добыча естественного газа (вместе с нефтяным) в РСФСР и РФ, млрд куб. м
Проблема обеспечения России энергоносителями заключается не только в ограниченности резервов добычи газа и нефти при нарастающем экспорте углеводородов. Перспективы перевода энергетики на более распространенный уголь также в реформы натолкнулись на большие трудности.
Угольная промышленность России была создана как энергетическая база индустриализации 1930-х гг., а с начала 1960-х гг., когда рост подземной добычи стабилизировался, отечественный углепром модернизировался в современный энергообеспечивающий комплекс с приоритетом развития более безопасной открытой добычи. В послевоенное время в РСФСР ежегодно вводилось мощностей по добыче угля примерно на 10,2 млн т, а в годы реформ (1991–2014 гг.) на треть меньше – 6,3 млн т (рис. 17).
Рис. 17. Ввод в действие мощностей по добыче угля за счет строительства новых, расширения и реконструкции действующих предприятий в РСФСР и РФ, млн т
Реструктуризация углепрома, как традиционной отрасли энергообеспечения, проходила в РФ в качестве упреждающего и пилотного этапа более общей реформы деиндустриализации. Энергетический голод – важный этап остановки производств, ведь «уголь – это настоящий хлеб промышленности». Динамика реструктуризированной добычи угля наглядно демонстрирует размах выполнения программы сокращения отечественного промышленного производства, переформатирования его в периферийный тип.
Добыча угля снизилась за годы реформы резко, примерно в 2 раза к 1998 г. (рис. 18). Более безопасная открытая добыча восстановлена на дореформенном уровне 1990 г., а в опасной подземной добыче после двукратного спада в 1990–1998 гг. наступила стагнация на уровне около 100 млн тонн/год. В целом добыча угля за 1999–2014 гг. восстановлена на уровне 40-летней давности. Выросла производительность, а производство упало, променяли эффект на эффективность.
Рис. 18. Добыча угля в РСФСР и РФ, млн т
За 1990–2010 гг. экспорт угля из РФ вырос почти в 4 раза, а внутреннее потребление сократилось в 1,8 раза. Если в 1990 г. на душу населения потреблялось 2,75 т угля, то к 1998 г. потребление снизилось до 1,52 т и далее стабилизировалось примерно на этом уровне (в 2014 г. – 1,56 т). При этом в отрасли происходило быстрое выбытие основных фондов (8,8 % в 1996 г. и 8,4 % в 1997 г.) при резком снижении темпов обновления – ввода в действие новых основных фондов (рис. 17). Коэффициент обновления основных фондов в угольной промышленности, который с 1970 г. по 1985 г. поддерживался на уровне 11–11,5 %, упал к 1997 г. до 2 %, а в 2003 г. – до 1,7 %. В 2004 г. он вырос до 2,7 %. С 2005 г. сведения о коэффициентах обновления и выбытия, степени износа основных фондов в угольной промышленности Росстатом не публикуются.
По данным идеологов и исполнителей реструктуризации,[8] за 1991–2003 гг. в угольной промышленности было введено в действие мощностей на 104 млн т (по данным Росстата, только на 53,1 млн т – рис. 17), а выбытие мощностей составило 261,5 млн т. Согласно утвержденной Правительством РФ в 2012 г. долгосрочной программы развития угольной отрасли на период до 2030 г., износ основных фондов в реструктуризированной угольной промышленности в 2010 г. составлял 70–75 % (по данным ЦСУ РСФСР и Росстата в 1970 г. – 32,7 %, в 1980 г. – 40,8, в 1990 г. – 42,8, в 1995 г. – 36,9, в 2000 г. – 43,7, в 2005 г. – 41,2 %, далее показатель не публикуется). По данным Ростехнадзора в целом по отрасли на 2014 г., количество основных производственных фондов, эксплуатирующихся по истечении срока использования, составляет порядка:[9] подъемные установки – 82 %, вентиляторные установки – 65, шахтные электровозы – 80, очистные механизированные комплексы – 12, экскаваторы – 9, бульдозеры – 11, самосвалы (землевозы) – 7 %.
Масштабы проведенной деиндустриализации хорошо видны по динамике численности шахтеров и числа угольных шахт. Шахты закрывались и до реструктуризации, но именно в годы реформ уголь из 2/3 добывающих шахт оказался невостребованным на рынке, хотя еще в 1990 г. уголь из тех же самых шахт планомерно потреблялся народным хозяйством (своего угля тогда даже не хватало, в потреблении импорт составлял 12,2 %). Ненужными на угольном рынке оказались и более 225 тыс. шахтеров: численность некогда самого привилегированного рабочего класса, а затем тарана рыночных реформ, снизилась более чем в 5 раз (рис. 19).
Рис. 19. Численность шахтеров и количество шахт в РСФСР и РФ
Согласованный с Международным банком реконструкции и развития первый официальный этап по реструктуризации угольной отрасли 1994–2007 гг. начинался и заканчивался символически: в 1994–1995 гг. крупнейшая государственная шахта «Распадская» в Междуреченске стала первым частным АОЗТ «Распадская и K°», а 8–9 мая 2010 г. на шахте «Распадская» в одной из крупнейших аварий в истории отечественного углепрома погиб 91 человек. В реформе по реструктуризации отрасли в погоне за эффективностью (например, за счет ликвидации «отсталых», производительность труда в группе оставшихся шахт выросла в 1990–2010 гг. в 2,5 раза, рентабельность[10] в 1988 г. составляла 6,9 %, а в 2008 г. – 19,7 %) повредили более фундаментальные достижения отечественного углепрома.
Кратко рассмотрим произошедшие изменения в обеспечении промышленной безопасности этой отрасли.
Часто сравнивают угольную промышленность СССР и новый реструктуризированный российский углепром по показателю числа смертей на миллион тонн добычи. Обычно помнят, что в СССР одна смерть шахтера приходилась в среднем на 1 млн т добычи (в СССР уголь добывали в УССР, РСФСР, Каз. ССР, Груз. ССР, Узб. CCP, Кирг. CCP и Тадж. CCP). В РФ этот показатель гибели шахтеров иногда путают с общей смертностью угольщиков в подземной и в открытой добыче. Как изменялась смертность шахтеров при реструктуризации углепрома – показано на рис. 20.
В 1991–1997 гг. удельная смертность шахтеров в среднем поднялась на 2/3, стабильно возрастала с 1,15 до 1,91 чел. на 1 млн т (усреднение за 5 предыдущих лет), а годовой максимум в 1997 г. составлял 2,6 чел./млн т. К 2003 г. удалось снизить смертность шахтеров до уровня 1991 г., вместе с тем значительно вырос разброс значений этого показателя. Если в 1990 г. разброс составлял ±6 %, то в относительно благополучном пореформенном 2009 г. – уже ±65 %. Поэтому, например, скачок удельного числа погибших с 0,45 чел./млн т в 2009 г. до 1,31 чел./млн т в 2010 г. теперь вполне «нормален».
Рис. 20. Удельная смертность в подземной добыче угля в РСФСР и РФ, чел. на млн т добычи
Примерно на уровень 1 погибший шахтер на 1 млн т подземной добычи новый углепром и вернулся после первого этапа реструктуризации в 2004 г. Этот уровень шахтерской смертности стабилизировался вплоть до начала 2010-х гг., хотя добыча упала вдвое и закрыты половина шахт – в основном из числа наиболее опасных (нерентабельных). Но показатель 1 погибший на 1 млн т добычи в СССР несравним с 1 чел./млн т в новой России. За время восстановительного роста 2000–2014 гг. в РФ достигнут уровень добычи РСФСР конца 1940-х гг. Тогда добыча была в основном опасной подземной, а сегодня таковой только треть. Несмотря на новые технологии управления и угледобычи, по крупным авариям в конце 2000-х гг. тоже откатили к уровню 30–40-х гг. прошлого века. Вспомним:
10 февраля 1931 г. в шахте № 8 в Черногорске погибли 118 чел.;
16 февраля 1944 г. в шахте «Байдаевская» в Сталинске (Новокузнецке) погиб 91 чел.;
19 марта 2007 г. в шахте «Ульяновская» в Красносулинском погибли 110 чел.;
8–9 мая 2010 г. в шахте «Распадская» в Междуреченске погиб 91 чел.
Такие тяжелые аварии происходили в РСФСР и РФ только на этапах индустриализации и деиндустриализации углепрома. По количеству и распределению тяжести крупных угольных аварий с числом погибших более 35 чел. новая Россия за первые двадцать лет реформ уже догнала советскую Россию и оказалась сопоставимой с ней за последние шестьдесят лет добычи.[11]
Существенно изменилось соотношение между «обычными» и крупными авариями. Например, в РСФСР в 1980-е гг. одна крупная авария (более 10 погибших) приходилась в среднем на 313 регистрированных аварий, в РФ в 1990-е гг. – одна на 86, а в 2000-е гг. – уже одна на 33. Трагическое ценное новое знание о произошедших авариях перестало поступать в широкий научно-технический обмен и не работает на предупреждение будущих аварий. Так, средняя доля наиболее опасных аварий со взрывами (горением, вспышками) газа и угольной пыли в общем количестве регистрируемых аварий выросла за 1990–2000-е гг. более чем в 7 раз – с 3,5 до 25 % (в начале 2010-х гг. – 22 %). Другие показатели аварийности в угольных шахтах и смертности шахтеров в РСФСР и РФ см. в «Белая книга России. Строительство, перестройка и реформы: 1950–2013 гг.» (граф. 4–34 – граф. 4–36).
Рис. 21. Добыча угля в Дальневосточном районе в РСФСР и РФ, млн т: 1 – в Приморском крае; 2 – в Амурской области
При реструктуризации углепрома вместе с закрытием опасных шахт устранялся и непосредственный источник аварий, исчезали возможные жертвы. Подобное пассивное обеспечение промышленной безопасности породило неизвестные ранее беспромышленные опасности деиндустриализации, масштабные социально-экономические бедствия в бывших шахтерских регионах.
Закрытие шахт и резкое сокращение добычи угля наблюдалось даже в таких регионах, где уголь является основным топливом для теплоэлектростанций и важнейшим ресурсом жизнеобеспечения населения – как, например, в Приморском крае или Амурской области (рис. 21).
Результатом стал тяжелый топливный кризис в Приморье, ликвидированный с большим перерасходом средств.