Специалисты ВНИИАЭС провели сравнительную оценку экономических показателей современных АЭС и парогазовых установок. В расчетах учитывались самые разнообразные факторы, влияющие на конечную стоимость станций. Алгоритм оценки и ее результаты приведены в данной статье.
Рассматриваются варианты замещения АЭС, выбывающих из эксплуатации в ближайшие годы. Оценки сравнительной эффективности по удельным экономическим показателям (LCOE) часто базируются на зарубежных данных. В российских условиях выводы могут быть иными. В статье оцениваются два конкурирующих варианта замещения практически равной мощности: строительство АЭС с ВВЭР-ТОИ и ТЭС с ПГУ. Сравнение учитывает высокую долю импортного оборудования на ТЭС с ПГУ, а также значительные капитальные вложения в газопроводы. Авторы пришли к выводу, что при норме дисконта нетто до 3 % генерация на базе АЭС, с учетом экономики жизненного цикла, предпочтительнее.
До 2030 года в России должна быть прекращена работа энергоблоков АЭС общей мощностью более 15 тыс. МВт, проектный срок эксплуатации которых, с учетом продления, будет исчерпан. Среди них энергоблоки АЭС с ВВЭР-440, ВВЭР-1000, РБМК-1000 на Нововоронежской, Кольской, Ленинградской, Курской и ряде других АЭС. Чем эффективнее заменить выбывающие мощности?
Есть мнение, что наиболее целесообразно строительство тепловых электростанций с парогазовыми установками (ПГУ). Технологический уровень ПГУ значительно возрос, особенно после 2000 года. Последняя разработка фирмы Siemens — газовая турбина SGT5-8000H — имеет мощность 400 МВт. Мощность одновального энергоблока с ПГУ (газовая турбина, паровая турбина и генератор на одном валу) достигает 600 МВт, а КПД — почти 61 %. Удельные капиталовложения в большинстве случаев не превышают 1200 $/кВт, а продолжительность строительства энергоблока — 25–30 мес.
Для сравнения: удельные капиталовложения для зарубежных АЭС, как правило, не ниже 3500 $/кВт. Фактический срок строительства серийного энергоблока АЭС мощностью 1200–1400 МВт, как правило, составляет не менее 60–80 месяцев (от первого бетона до физического пуска).
В зарубежной литературе показано преимущество АЭС перед ПГУ по показателю LCOE при норме дисконта до 10 % годовых нетто (средняя инфляция вычитается из нормы дисконта брутто). Расчеты проведены в долларах США, на основе среднемировых цен.
Справка
Сравнительная эффективность вариантов замещающей мощности на базе атомной и парогазовой энергетики (на всем их жизненном цикле) обычно оценивается с использованием показателя удельной приведенной стоимости выработанной электроэнергии (levelized cost of electricity — LCOE):
LCOE — нормированная (приведенная) стоимость электроэнергии, руб./кВт·ч;
It — капитальные затраты в год t;
Mt — эксплуатационные затраты в год t;
Ft — затраты на топливо в год t;
Et — отпуск электроэнергии в год t;
r — норма дисконта;
n — число лет рассматриваемого горизонта.
Справка
Основные предположения
Вариант генерации на базе АЭС: два энергоблока по проекту АЭС с ВВЭР-ТОИ (далее — АЭС) электрической мощностью по 1255 МВт (брутто) на каждой площадке. Расход электроэнергии на собственные нужды 6,5 %, КИУМ 0,85 (7500 ч/год), годовой отпуск электроэнергии 17,6 млн МВт·ч (нетто).
Вариант генерации на базе ТЭС с ПГУ (далее ПГУ): шесть энергоблоков электрической мощностью по 420 МВт (брутто) на каждой площадке, работающих в базовом режиме. Прототип энергоблока с ПГУ — одновальная установка SCC5-4000F 1S фирмы Siemens. Расход электроэнергии на собственные нужды 2 %, КИУМ 0,8 (7000 ч/год), что близко к проектным показателям ряда аналогичных парогазовых установок в России. Годовой отпуск электроэнергии 17,3 млн МВт·ч (нетто).
Авторами данной статьи были рассмотрены варианты сооружения АЭС и ТЭС с ПГУ примерно равной мощности на шести площадках при практически одинаковой годовой выработке электрической энергии (нетто). Площадки размещения электростанций выбраны вблизи выводимых из эксплуатации Ленинградской, Нововоронежской, Курской, Калининской, Балаковской и Смоленской АЭС.
Расчеты по каждому из вариантов проведены в рублях, в ценах и курсах валют конца 2015 года, для равных макро- и региональных социально-экономических условий.
Для условий РФ оценки капитальных затрат на строительство АЭС, проведенные АО «ВНИИАЭС» в 2010–2013 годах при курсе 30 руб./$, составляли около 100 тыс. руб./кВт. Изменение курса валют за последующие годы существенно сказалось на стоимости импортного оборудования, доля которого в стоимости сравниваемых вариантов существенно различна. По некоторым данным, строительство АЭС в РФ имеет национальную локализацию производства 95–98 %. Нами принята более консервативная оценка — 85 %, то есть 15 % валютных затрат. Для оценки единовременных капитальных затрат на конец 2015 года валютный курс принят 72 руб./$ Стоимость киловатта установленной мощности на АЭС составит при этом 121 тыс. руб./кВт.
Удельные капиталовложения в строительство ПГУ в ценах 2012–2013 годов (курс 30 руб./$). составляли примерно 22,5 тыс. руб. Для ПГУ доля импортного оборудования составляет более 50 % от стоимости энергоблока. При курсе 72 руб./$ капитальные затраты составят 76,5 тыс. руб./кВт установленной мощности.
Принятый срок проектирования и строительства АЭС (два энергоблока) — 10 лет, ПГУ (шесть энергоблоков) — семь лет, включая внеплощадочные и внутриплощадочные подготовительные работы, основной период, а для АЭС — еще и окончание работ до энергопуска.
Предполагается, что газ для всех ПГУ будет поступать с полуострова Ямал (Бованенковское месторождение) до газораспределительной станции в Ярославской области по газопроводу протяженностью около 2400 км и далее по отдельным газопроводам к площадкам расположения ПГУ (рис.1). Требуемая годовая потребность газа для одного блока ПГУ мощностью 420 МВт составит 537 млн м³, для шести блоков на одной площадке — 3222 млн м³.
Рис. 1 Схема направлений газопроводов к площадкам электрогенераций
Для оценок приняты следующие показатели:
• декларируемый штатный коэффициент, принятый для проекта АЭС с ВВЭР-ТОИ — 0,37 чел./МВт, – на практике не реализован; дополнительный персонал для выполнения ремонтов привлекается по схеме «аутсорсинг». Поэтому в расчетах принят реальный штатный коэффициент – 0,85 чел./МВт, для ПГУ — 0,25 чел./МВт;
• заработная плата эксплуатационного персонала на АЭС — 54 тыс. руб. в месяц, на ПГУ — 45 тыс. руб. в месяц;
• норматив страховых отчислений — 32 %;
• годовые материальные и прочие затраты для АЭС (два блока) — 4240 млн руб. в год, для шести блоков ПГУ — 1500 млн руб. в год.
Доли стоимости укрупненных групп основных фондов с учетом срока эксплуатации для АЭС составляют: здания, сооружения, оборудование первого контура и прочее (срок службы 60 лет) — 65 %; турбоагрегат, тепломеханическое оборудование и часть другого оборудования с монтажом (30 лет) — 30 %; оборудование АСУ ТП и КИПиА (10 лет) — 5 %.
Для ПГУ аналогичные показатели: здания, сооружения (40 лет) — 25 %; основное оборудование (20 лет) — 65 %; прочее оборудование (10 лет) — 10 %.
Средняя оптовая стоимость газа с 1 июля 2015 года для предприятий в рассмотренных регионах составляет 4260 руб./тыс. м³ (для газа с теплотой сгорания 33 080 кДж/м³). Имеется четкая тенденция роста внутренней цены газа для промышленных потребителей (рис.2). Заметим, что цены на природный уран более стабильны и имеют тенденцию снижаться.
Рис. 2 Динамика средних цен на газ для промышленных потребителей РФ, руб./тыс. м³
Стоимость свежего ядерного топлива для АЭС (с учетом обращения с ОЯТ) по аналогии с зарубежными данными принята в размере 20 % от общих затрат жизненного цикла (без дисконтирования). При характерной для современного состояния экономики РФ норме дисконта нетто 3 % величина показателя LCOE для парогазовой генерации близка к значению для АЭС (см. табл.).
При норме дисконта нетто менее 3 % величина приведенной стоимости электроэнергии для АЭС ниже, чем для ПГУ, то есть генерация на базе АЭС, с учетом показателей всего жизненного цикла, предпочтительнее. Напротив, при норме дисконта нетто 5 % уже парогазовая генерация становится предпочтительнее АЭС (рис.3).
Рис. 3 Структура LCOE по вариантам, руб./МВт•ч в ценах конца 2015 года, норма дисконта нетто 0% и 5%
Таким образом, в диапазоне наиболее вероятных экономических условий (сценариев) развития российской экономики в ближайшие годы, при норме дисконта до 5 %, сравниваемые варианты являются, как минимум, равно экономичными.
При рассмотрении полученных результатов и окончательном выборе варианта необходимо также обратить внимание на следующее. Во-первых, на большинстве построенных в России ТЭС с ПГУ в качестве основного использовано зарубежное оборудование. Как правило, импортируются не только турбины, но и котлы-утилизаторы, турбоагрегаты, а часто и вспомогательное оборудование. Доля такого оборудования в стоимости электростанции обычно не менее 50 %. В контрактах прописаны ряд сопутствующих услуг, оплачиваемых валютой (шеф-монтаж, обучение персонала, обслуживание, гарантийный ремонт), и поставка запчастей. На АЭС доля импортного оборудования не превышает 15 % ее стоимости.
Во-вторых, расчетный срок службы современных реакторных установок АЭС — 60 лет, паровых турбин — 40 лет, газовых турбин в базовом режиме — около 15 лет, котлов-утилизаторов — 25 лет.
В-третьих, в себестоимости электроэнергии, вырабатываемой ТЭС с ПГУ, доля топливной составляющей — 30–50 %. Поэтому возможное повышение цены газа до уровня мировых цен может существенно увеличить показатель LCOE, то есть снизить экономическую эффективность ПГУ. Протяженность газопровода высокого давления от месторождения до предполагаемых ТЭС с ПГУ составляет несколько тысяч километров. Топливная составляющая АЭС не превышает 15–20 % себестоимости. Менее 30 тонн ядерного топлива обеспечивают годовую работу энергоблока мощностью 1255 МВт. Повышение стоимости урана в рассматриваемый период маловероятно.
Наконец, работа ТЭС с ПГУ-420 с шестью энергоблоками сопровождается образованием углекислого газа в количестве около 7 млн тонн в год. Около 40 стран уже объявили о введении механизма тарификации углеродного загрязнения. В РФ плата за выбросы углекислого газа пока отсутствует, но такой налог, вероятно, будет установлен. Можно ожидать, что при введении платы за выбросы эта составляющая заметно увеличит общие эксплуатационные затраты и себестоимость электроэнергии, вырабатываемой на ТЭС с ПГУ.
На ТЭС с ПГУ имеют место выбросы оксидов азота и других парниковых газов, за что уже сегодня приходится платить. АЭС парниковых газов в атмосферу почти не выбрасывает. Радиационный фон вблизи АЭС, определяемый в основном радионуклидами криптона и ксенона, существенно ниже природного.
Основные недостатки существующих проектов АЭС — это высокие удельные капиталовложения и большая продолжительность строительства. Однако для повышения эффективности атомных станций имеются значительные резервы, к которым следует отнести снижение материало- и трудоемкости проектных решений основных зданий и сооружений, сокращение продолжительности проектирования, строительно-монтажных и пусконаладочных работ, оптимизацию монтажной блочности конструкций и оборудования.
Стоимость ТЭС с ПГУ ниже, строительство можно осуществить быстрее. Однако, по нашему мнению, этот тип электрогенерации практически достиг предела совершенствования технических решений и значимого роста экономической эффективности. Немаловажный негативный фактор — отсутствие незагруженных магистральных газопроводов.
Чтобы получить газ по стоимости, приведенной в статье, надо сначала обустроить месторождение, построить газопровод и газораспределительные станции со всей инфраструктурой. По данным АО «Газпром», инвестиции в строительство газопровода Ухта — Торжок-2 (970 км, 45 млрд м³/год) оцениваются в 217 млрд руб. в ценах 2010 года. С учетом годовой инфляции 8 % в ценах конца 2015 года это составит около 320 млрд руб. Тогда, по нашим оценкам, для сооружения магистрального газопровода от Бованенково до газораспределительной станции в Ярославской области и далее к каждой площадке ТЭС потребуется около 900 млрд руб. При этом общие инвестиции в строительство тепловой генерации и газопроводной системы превысят 1800 млрд руб.
Вопрос о выборе замещающего варианта электрогенерации взамен атомных станций, выбывающих из эксплуатации, остается дискуссионным, требующим проведения всесторонних технико-экономических исследований.
В заключение приведем выдержки из Энергетической стратегии России на период до 2030 года.
• к числу основных проблем топливно-энергетического комплекса относится высокая зависимость предприятий комплекса от импортных технологий и оборудования;
• снижение доли газа с 70 % до 60–62 % к концу третьего этапа реализации энергостратегии;
• ядерная энергетика обладает способностью к воспроизводству собственной топливной базы;
• энергетическая безопасность — одна из важнейших составляющих национальной безопасности страны.
Список использованных источников:
Оценка LCOE: АЭС пока в игре // Атомный эксперт, 2015 (по материалам зарубежной печати).
Оптовые цены на газ, добываемый ОАО «Газпром» и его аффилированными лицами, реализуемый потребителям Российской Федерации на основе приказа ФСТ России от 08.06.2015 № 218-э/3// www.gazprom.ru/f/posts/98/377922/2015–06–30-ceny-krome-naselenia.pdf.
Тарификации углеродного загрязнения дан ход, 30.11.2015// www.worldbank.org/ru/news/feature/2015/11/30/carbon-pricing-its-on-the-m...
О. Мордюшенко. «Газпром оценил альтернативу South Stream», 23.11.2015 // www.kommersant.ru/doc/2860482.
Энергетическая стратегия России на период до 2030 г. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11. 2009 1715-р.
Авторы: канд. техн. наук О. В. Колтун, доктор техн. наук А. С. Павлов, канд. техн. наук Б. К. Пергаменщик, канд. экон. наук Р. Р. Темишев, А.В Чугунова (АО «ВНИИАЭС»).
http://atomicexpert.com/content/kakie-stancii-stroit
Комментарий редакции раздела Энергорубль
Для общего развития.
Комментарии
Правильно, нахрена иметь свою атомную промышленность, когда можно купить турбины у Сименса и жечь в них газ?
Самое любопытное, что у авторов подобных высеров нет даже тени сомнения в том, что разрабатывать подобное оборудование в России - это чрезвычайно неэффективный бизнес!!!
Нормальный анализ. Была поставлена задача стравнить газовую генерацию и атомную - сравнили. О всем написали, в том числе и об импорте. По выводам данной работы можно сделать однозначный вывод в пользу строительства АЭС.
Смотрим рисунок и 3 и видим что цена газа является определяюшей для ПГУ. При избытке газа АЭС будут не выгодны это хорошо видно на примере США. Но вот длительный избыток природного газа это из области фантастики.
Что и следовало ждать от специалистов ВНИИАЭС.А иначе пойдут улицу подметать.
а эксплуатационные расходы ?
гпу расходы в несколько раз больше
за срок эксплуатации они больше раза в 3 чем первоначальная стоимость
Вы правы. И анализ неплох и вывод верен. Правда, я верю и надеюсь на наш прорыв в "быстрых" реакторах в ближайшие 10 лет.
отчего же, можно на Сименсовскую турбину прилепить отечественный шильдик "ГТЭ-160". Кириллицей. Это называется "локализация"
Авторы этих высеров опираются на реальность. Они не занимаются разработкой турбин, а считают экономику. Считают основываясь на том, что есть сегодня. За разработку своего отвечают другие люди.
На рисунке 1, приведена схема направлений газопроводов к площадкам электрогенераций. Мне кажется, что такая схема потребует организации дополнительных подземных газовых хранилищ из-за уязвимости единой магистрали от Ямала до Ярославской области.
Реальная экономика АЭС с РУ ВВЭР-ТОИ пока неизвестна, планируется что капзатраты будут лучше проекта АЭС-2006 на 20%. Что будет в реальности - покажет время, пока что статья просто расчет на базе предполагаемых параметров будущих АЭС против ныне существующих проектов ПГУ
можно посмотреть LCOE для американских станций там таже самая структура. основной вклад в ПГУ это стоимость топлива,а для АЭС это капзатраты.
Ну не авторы, так заказчики подобных расчетов. Понятное дело, с точки зрения получения классических показателей рыночной экономики всегда эффективнее купить готовое, чем разрабатывать свое, учить для этого детей, растить специалистов и создавать соответствующие отрасли промышленности.
ПХГ есть во многи местах, а их наличие всегда желательно.
Схема такая схематичная)
От торжка на Балаково нет и не будет газопроводов (точне потоков газа). И в других напралениях кроме северо-запада не будет.
Важно не столько наличие, сколько объём. Если какая либо ЧС выведет из строя основную магистраль, снабжающую целую "звезду" потребителей, это практически катастрофа. В СССР на этот случай был мазут и его запасы на каждой станции, а ПГУ оно монотопливное вроде.
Объем важен для экономичности (чтоб лишние трубопроводы не строить из-за сезонной неравномерности), для надежности нужно количество и распространенность.
А это как? Не понимаю...
Все просто.
Природный радиационный фон это излучение создаваемое источниками естественного происхождения. Обычно определяется по Радону и Торию
Искусственный радиационный фон создается АЭС и он ниже природного, а определяется он по криптону и ксенону.
просто к естественному добавляется еще и фон АЭС.
м.б. чистят и площадку, а потом регулярно проверяя - видят такой результат. сама АЭС весьма хорошо защищена.
но, - результат "ниже природного" действительно странно выглядит..
АЭС фонит меньше чем природа но общий фон складывается природа+АЭС вот и все.
спасибо за разъяснения!
Присоединяюсь, спасибо. А то я в недоумении был, природный то фон остается всегда, и какая бы мизерная ни была радиация от АЭС она к природному фону прибавляется. А оказалось считают отдельно.
Если бы определяли бы по другим изотопам был бы другой результат. Тут же важно понимать сколько именно АЭС дает. Например при сжигание газа радон хоть и не в значительных количествах но выбрасывается. А вот радионуклиды ксенона и криптона имеют только искусственное происхождение.
Снижаются от переизбытка добывающих мощностей. В среднесрочной перспективе могут и вырасти. Только цена урана не так что бы сильно влияло на цену киловатта как цена газа.
Цена обогащения тоже прилично снижается. Если раньше было выгодно разрабатывать только богатые руды, то сейчас и бедные разрабатывают, а цена НОУ почти не меняется. А бедных руд еще очень много, более 6 млн. тонн. Именно это и позволяет составлять договора на 10-50 лет вперед.
Средняя оптовая стоимость газа с 1 июля 2015 года для предприятий в рассмотренных регионах составляет 4260 руб./тыс. м³
Спасибо автору за полезный материал.
По материалу:
1. Если стоимость газа брать по мировым ценам -180 долларов за тысячу кубометров- 12 600 руб. - то видно, что резерв роста стоимости газа внутри страны очень велик (в 3 раза).
2. По сути сейчас происходит датирование за госсчет газовой генерации.
3. Данный расчет конечно показывает полное преимущество АЭС. Ждем расчета газовиков.
Да, но еще можно пробить поправки в законы и не отчислять 34 процента от ФОТ вникуда.
Еще нужно оценить риски - один газопровод, или несколько хранилищ с ТВЭЛ, что проще защитить?
Так что АЭС все равно выгоднее
Аэс лучше, но из-за рос. специфики - чем больше изначальные капитальные затраты - тем выше их раздуют и "эффективно освоят" к сожалению.
Гм-гм, а варианта смешанного подхода? Где-то заменять АЭС, а где-то и ПГУ, по возможности - с российским,а не буржуйским оборудованием: при таких-то ценах что свое-то не развивать? Руды урановой насколько еще хватит, а газа - кто-то проводил тут сопоставления?
обязательно
ведь аэс требует наличие буферных мощьностей
Вы (и я) не доживете до того момента, как что-то начнет истощаться - газ или уран...
Так и происходит, только с двумя отличиями от вашей мысли:
1. Газовые турбины большой мощности в России не выпускаются - было недавно интервью, что освоение такого производства окупается только при продажах по всему миру, что мало реально для отечественного производителя
2. Построенные блоки ПГУ часто стоят, т.к. в России избыток генерирующих мощностей, из-за чего газовая генерация пытается пролоббировать урезание строительства атомных мощностей.
Поняло, спасибо!
От сотрудников ВНИИАЭС хороший анализ.
В энергетическом газотурбостроении мы отстали чуть более чем навсегда, так что один фиг - клепаем блоки АЭС для производства чисто электричества. Остается вопрос по такой нужной в России вещи как теплофикация (все-таки АТЭЦ вблизи милионников строить нельзя), тут желательны ПГУ-ТЭЦ, причем не обязательно хайтечные F, Н или (последний писк J-класса), вполне достаточно Е-класса (типа 2000E она же ГТЭ-160).
Насчет импортозамещения в области ПГУ - есть некоторая надежда что допилит когда-нибудь "Сатурн" свою ГТЭ-110, будет реальный 100% отечественный блок ПГУ-170 или ПГУ-325 ... как раз на городские ТЭЦ ставить
не который специалисты считают что ГТЭ-110 отстала безнадежно https://aftershock.news/?q=node/417330
Поглядев в свое время на свистопляски, творившиеся на Ивановской ГРЭС с данным девайсом - подтверждаю.
Единственно, для ПГУ-ТЭЦ в режимах с теплофикацией супернавороченность газовой турбины несильно нужна ... этакий компромиссный вариант - нормальный КИТТ (чуть ниже паросиловых блоков) на теплофикационных режимах, хороший кпд на чисто электрических режимах (выше паросиловых блоков ГРЭС), станция не чадит как паровоз, меньшее водопотребление на МВт, 100% свое-родное. Главное с работоспособностью решить проблемы.
Вполне нормально именно для ТЭЦ, для выработки э/э на ГРЭС конечно не фонтан
Мне сама концепция использования ГРЭС(ТЭС) не сильно нравится. Сжигает дюже много хотя понтяно дешевле и быстрей строить чем АЭС.
А где в реальной жизни нужны ТЭЦ (атомные или газовые) такой мощности? Времена инфраструктурного планирования в рамках городов закончились вместе с СССР.
Новых городов с нуля уже давно никто не строит, поэтому ТЭЦ таких мощностей (в плане отопления) не нужны, их некуда будет девать.
В плане электроснабжения - основные мощности страны должны быть на АЭС. Чтобы не говорили "зеленые". Газ - это локальные мощности на газопоршневых установках с когенерацией или тригенерацией. Солнечные панели\ветрогенерация это или в глухих жопах мира, куда не ступала нога Федора Конюхова, или для модных дач чтобы ноутбук зарядить.
Срок жизни турбины ТЭЦ около 20 лет, так что куда девать есть.
А как связаны срок службы турбины и наличие потребителей тепла?
Связан тем что можно после того как ТЭЦ на газе/угле отслужило свое построить к примеру Атомную ТЭЦ. Но дешевле при нынешних ценах модернизировать старую.
Насчет ресурса не соглашусь, есть большое количество паровых турбин ТЭЦ и ТЭС, отработавших стандартный ресурс в 200 тыс. часов (поставка более 40 лет назад). Главное следить в текущие ремонты за роторами, а лучше провести модернизацию с заменой роторов+лопаточного аппарата и поднятием показателей станции на несколько процентов.
Самортизированное неоднократно старье времен 50-х гг. проще либо выкинуть, либо проапгрейдить надстройкой до ПГУ с использованием имеющихся капитальных конструкций.
Новых городов с нуля уже давно никто не строит, поэтому ТЭЦ таких мощностей (в плане отопления) не нужны, их некуда будет девать.
Необязательно новые города, существующие требуют теплофикацию из-за новой массовой застройки. Например Питер за последние 10 лет поимел практически на всех своих площадках ТЭЦ по одному или двум блокам ПГУ.
Сименс уже ловили на взяточничестве
Иностранное оборудование иногда "странно себя ведет", и это, в наше время, нельзя не учитывать, а "промоутеров" сименса в гос проекты нужно ошеломлять периодически, посадками.
Насчет сатурновской 110-ки, переманят с Зари инженеров, благо еще до "укропизации" работа по перениманию опыта велась семимильными шагами.
Отечественных газовых турбин большой мощности просто не существует, так что либо локализованный сименс, либо локализованный GE, либо ничего (особенно если сажать).
Камрады, вы в своем споре упускаете из виду еще такую немаловажную деталь как мультипликатор производства. Если разрабатываем, производим, эксплуатируем и т.д. сами, пусть и несколько дороже, для экономики страны и региона это полезнее, чем просто закупить у партнеров (пусть и многоуважаемых).
К тому же добавлю, что только лично строя что то свое нарабатывается опыт по продлению, опыт по инновациям и усовершенствованию КД и ТП. Стоит отдать один из процессов (разработка, изготовление, строительство, эксплуатация, утилизация)
на аустсорсингвнешним партнерам, как будет происходит потеря компетенций и снижение синергитического эффекта.Но, в прочем, я лицо заинтересованное, можно и не соглашаться.
ВОУ-НОУ на примере Пиндостана учит тому, что дешевое зачастую губит целую отрасль
https://aftershock.news/?q=node/402895
https://aftershock.news/?q=node/403158
Соглашусь и с Moebius и с negr
Если ничего не делать, а просто закупать, то своего никогда и не появится. И, кстати, это ли не сименс, несколько лет назад, был уличен во взяточничестве, причем сумма взяток по миру, если я правильно помню цифры из "The Economist", составили что-то около 800млн евро.