Стратегические направления развития топливно-энергетического комплекса России

В. М. Батенин, директор Института высоких температур РАН

К основным отличительным особенностям в топливно-энергетическом комплексе на сегодняшний день можно отнести:

- износ фондов;

- перекосы в стоимости основных энергоресурсов;

- повышение стоимости добычи энергоресурсов;

- снижение теплового потребления, недогрузка и снижение технико-экономических показателей ТЭЦ;

- развитие децентрализованных источников тепла и ограничение использования централизованных систем;

- неоднозначность ожидаемых результатов реструктуризации РАО «ЕЭС России»;

- отсутствие инвестиций;

- ограничения в платежеспособности потребителей;

- декларации вместо реальных действий в вопросах энергосбережения.

Все они хорошо известны, однако ясных и четких решений по большинству перечисленных особенностей нет. Вопрос первый: на базе каких технологий будет развиваться ТЭК страны? Ответ на него в «Стратегии» отсутствует, и в этих условиях возникают часто необоснованные предложения, авторы которых выдают их за панацею от всех бед. Однако все они требуют тщательного анализа, технологически и экономически обоснованного ранжирования по времени и месту использования. К перспективам некоторых энергетических технологий можно отнести:

- освоение термоядерной энергии в далеком будущем;

- АЭС (в том числе малые) по существующим технологиям – временная ниша, ограниченная запасами U₂₃₅, поэтому необходимы новые разработки;

- возобновляемые источники перспективны в качестве децентрализованных, требуют тщательного анализа конкретных условий использования, имеют серьезного конкурента – малые ТЭЦ;

- водородная энергетика сейчас является скорее данью политической моде;

- энергосбережение весьма перспективно (потенциал ~40 % генерации при затратах в 2–3 раза меньше), требует законодательной и финансовой поддержки;

- ГПУ, ПГУ и ГТУТЭЦ на газе – база для развития централизованных и децентрализованных энергосистем городов;

- ТЭЦ на угле – база для развития энергосистем регионов и ЕЭС.

Рисунок 1. Структура стоимости производства электроэнергии на ТЭС по данным РАО «ЕЭС России» на 2002 год

Работа по ранжированию технологий должна быть выполнена ведущими организациями в области энергетики, стать основой для принятия решений на всех уровнях и регулярно обновляться с учетом новейших достижений науки и техники.

Крайне важным является вопрос о диверсификации топливных ресурсов. Сегодня мы используем непозволительно много газа и постоянно говорим об угле.

Однако до тех пор, пока стоимости газа и угля не придут к соотношению (1,5–1,7) : 1, характерному для большинства стран, призывы шире использовать уголь ни к чему не приведут.

Созданная в СССР единая энергетическая система, обеспечивающая централизованное электро- и теплоснабжение основных потребителей, являлась самой эффективной и передовой в мире. Однако происходящие сегодня изменения в сфере экономики и политики, появление новых высокоэффективных энергетических технологий делают появление и широкое распространение децентрализованных энергоисточников объективной реальностью. Оценка их со стороны РАО «ЕЭС России» и ее генерирующих компаний только как конкурентов ошибочна. Необходимо координировать эту деятельность, учитывая интересы как конкретных потребителей, так и РАО «ЕЭС России». Сегодня такая координация отсутствует. В результате генерирующие компании теряют, в первую очередь, тепловую нагрузку, что приводит к резкому снижению эффективности ТЭЦ. Тенденция к постоянному росту тарифов действует в том же направлении. Статистика показывает, что если затраты на энергоресурсы у потребителя, в первую очередь в жилкомплексе, составляют 6–8 % бюджета, то платежная дисциплина достигает 90–95 %. При затратах на энергоресурсы в 10–15 % платежная дисциплина падает очень резко и потребители обращаются к децентрализованным источникам энергии. Наконец, создание децентрализованных энергоустановок требует гораздо меньших начальных капиталовложений, что в условиях отсутствия стабильных источников инвестиций является весомым аргументом.

Рисунок 2. (подробнее) Схема энерготехнологического комплекса по производству жидкого моторного топлива и электроэнергии из природного газа (вариант с парогазовым циклом)

Однако не следует забывать о том, что задачи, поставленные «Энергетической стратегией», не могут быть решены только за счет развития децентрализованного энергоснабжения. Нам предстоит ввести энергомощности на уровне 30 ГВт до 2010 года и до 70 ГВт до 2015 года.

Это означает, что средний ежегодный ввод составляет 10–12 ГВт. В лучшие советские годы страна вводила 8–10 ГВт, но ничего подобного не было уже лет 15. За эти годы резко сократились возможности энергетического машиностроения, проектных организаций и строительного комплекса. Тем не менее важнейшим остается вопрос об источниках инвестиций. При стоимости установленного киловатта на уровне 600–800 долл. США на лучших парогазовых станциях годовая потребность в инвестициях составит сегодня 6–10 млрд долл. США. Цифра впечатляющая при современном объеме бюджета РФ. Этому вопросу следует уделить больше внимания. На рис. 1 представлена структура стоимости производства электроэнергии на тепловых электростанциях РАО «ЕЭС России» по данным за 2002 год. Обращает на себя внимание составляющая «прочие затраты» – 49 %. Ни одна известная в мире компания не может в своих отчетах указать «прочие затраты» на уровне 50 % без детальной расшифровки. Применительно к РАО «ЕЭС России» это означает, что потребитель при оплате каждого КВт•ч отдает 0,5–0,7 цента на бесконтрольные расходы. Много это или мало? При годовой выработке ~900 млрд кВт•ч сумма составит 4,5–5,6 млрд долл. США.

Цифра, близкая к необходимым инвестициям. Однако статья «прочие расходы», конечно, может существовать, хотя и в меньших объемах, и дополнительные инвестиции абсолютно необходимы.

Рисунок 3. Стоимость производства электроэнергии альтернативных технологий

Менеджмент РАО «ЕЭС России» утверждает, что необходимо полагаться только на частных инвесторов, в том числе иностранных.

Любой инвестор, вкладывая средства, рассчитывает вернуть их и получить прибыль большую, чем при размещении средств в банке. При желании вернуть средства в течение 10 лет и получить прибыль в размере 12 % дополнительно плата за инвестиции составить 3 цента/кВт•ч при сегодняшней стоимости производства электроэнергии 1–1,5 цента/кВт•ч. Это означает, что вместо необходимых для выполнения заданий «Энергетической стратегии» 6–10 млрд долл. США потребитель каждый год будет отдавать до 30 млрд долл. США. Сумма громадная и РАО «ЕЭС России» прелагает создать фонд, позволяющий вернуть инвестору эти деньги. Есть более простой путь. Необходимые 6–10 млрд долл. США могут быть получены за счет введения в тариф инвестиционной составляющей в размере (с учетом сокращения «прочих расходов») только 0,4–0,6 центов за кВт•ч вместо 3. Эти средства населения, аккумулируемые на счетах специального государственного фонда, должны расходоваться только на создание новых энергетических мощностей. Не надо думать, что менеджмент РАО не знает о такой возможности. Однако они понимают, что в случае реализации этого подхода увеличивается доля государства в энергетическом секторе, а вся сегодняшняя политика направлена на выход государства из него.

Рисунок 4. Генератор синтез-газа на базе двигателя Д-245

Рисунок 5. Блок синтеза метанола

Далее перейдем от рассмотрения общих вопросов к некоторым конкретным технологиям, разрабатываемым в Институте высоких температур РАН и представляющих интерес и для Москвы. Все они направлены на повышение эффективности использования газового топлива.

Использование газовых турбин в энергетике является сегодня магистральным путем ее развития. Парогазовые установки с КПД 55–60 % в недалеком будущем должны составить энергетическую базу страны. В ближайшей перспективе привлекательным направлением является надстройка газовыми турбинами районных тепловых станций крупных населенных пунктов.

В этом случае в качестве газовой турбины может быть использована модифицированная авиационная турбина. ИВТ РАН совместно с ММПП «Салют» предложил дополнительно впрыскивать в камеру сгорания такой турбины водяной пар в количествах до 25 % от расхода воздуха, что позволяет увеличить ее мощность в 1,5–2 раза, повысить КПД до 50 % и, применяя теплонаносные установки, довести коэффициент использования топлива до 92–95 %. Сегодня эта технология отрабатывается на ТЭЦ-28 ОАО «Мосэнерго», которая четыре года назад усилиями А. Н. Ремезова, возглавлявшего Мосэнерго, была превращена в полигон – электростанцию. В рамках этой программы создается принципиально новая теплонасосная установка, рабочим телом которой является водяной пар, а в качестве компрессора используется осевой компрессор авиационного двигателя.

Водяной пар позволяет отказаться от фреонов и довести температуру подогрева воды в отопительных системах до необходимого уровня – 100–130 °C.

Рисунок 6. Структура платы за энергоносители

Следующим шагом повышения эффективности использования газового топлива является переход к энерготехнологическим комплексам, вырабатывающим совместно электроэнергию и синтетическое жидкое топливо. На рис. 2 представлена принципиальная схема такого комплекса. Возможен и более простой вариант, когда газотурбинный двигатель используется в качестве газогенератора горячих газов с содержанием кислорода на уровне ~17 %. Горячие газы и основной поток природного газа направляются в химический реактор, где при недостатке кислорода (очень богатая смесь) происходит частичное окисление метана с образованием Н2СОu значительным выделением тепла. Потенциальная энергия газовой смеси срабатывается в силовой газовой турбине, на оси которой расположат электрогенератор. Далее газовый поток разделяется на две части. Одна – направляется в котел-утилизатор, где дожигается, генерируя пар, подаваемый на паровую турбину. Вместе с силовой газовой турбиной паровая образует типичную парогазовую установку. Вторая часть газов направляется в колонны каталитического синтеза жидкого топлива.

Результаты технико-экономического анализа такого энерготехнологического комплекса и его сравнения с существующими технологиями приведены на рис. 3. Отрицательная стоимость электроэнергии на ЭТК означает, что все издержки производства покрыты за счет продажи жидкого топлива.

Для того чтобы экспериментально обосновать реализуемость основных процессов, закладываемых в рассматриваемую схему, энерготехнологический комплекс был реализован на базе серийного дизельного двигателя трактора «Беларусь». В данном случае химическим реактором являлся цилиндр дизельного двигателя, а предварительный подогрев рабочей смеси осуществлялся за счет адиабатического сжатия. Выделение энергии химической реакции частичного окисления метана обеспечивало работу модифицированного дизельного двигателя в качестве тепловой машины с выработкой электроэнергии расположенным на ее оси генератором. Получаемый синтез-газ (смесь Н₂+СО, разбавленная азотом воздуха) направлялся в блок каталитических реакторов, обеспечивающих производство метанола. Из 1 кг природного газа получается 1,05 кг метанола, который легко перерабатывается в бензин или диметиловый эфир.

Рисунок 7. Потребности ввода новых энергетических мощностей

Общий вид генератора синтез-газа и блока синтеза метанола представлен на рис. 4, 5. Производительность этой демонстрационной установки – 800 л метанола в сутки. Опыт ее эксплуатации полностью подтвердил реализуемость в достаточно больших масштабах всех основных процессов, лежащих в основе создания энерготехнологических комплексов.

Вместе с тем использование модифицированных дизельных двигателей в качестве генераторов синтез-газа продемонстрировало и большое их самостоятельное значение. Отсутствие необходимости предварительного компримирования газа, нечувствительность к его составу позволяет с помощью таких установок использовать природный газ низкого давления забалансных месторождений, погасить факелы, в которых сжигаются попутные нефтяные газы, утилизировать метан угольных пластов. Важно, что освоенные и серийно выпускаемые промышленностью дизельные двигатели мощность 2–2,5 МВт позволяют создавать единичные модули по производству синтетического жидкого топлива производительностью ~5 т. у. т. в год высокой заводской готовности.

Из таких модулей в зависимости от потребностей могут создаваться необходимые производства, позволяющие дополнительно вовлечь в топливный баланс страны источники газообразного топлива, потенциал которых оценивается в десятки миллиардов кубометров.

Энергосбережение у потребителей является второй важнейшей составляющей повышения энергоэффективности ТЭК в целом. Институт высоких температур РАН, имея лицензированное подразделение, занимающееся энергоаудитом, провел обследование ряда крупных московских предприятий: ОКБ Сухого, завод им. М. В. Хруничева, МЭЛС и т. п. Структура платы за энергоносители на таких предприятиях примерно одинакова: электроэнергия – ~50 %, газ – ~30 %, водопроводная и техническая вода – ~20 % (рис. 6). Примерно одинаковым оказался и потенциал энергосбережения при совершенствовании энергетических систем предприятий.

Рисунок 8. Эффективность энергосберегающих мероприятий

Следующим шагом явилось составление программы по совершенствованию систем энергообеспечения и оценка их технико-экономических показателей. Эта работа была выполнена применительно к РКЗ им. М. В. Хруничева. Технические мероприятия были разработаны в первую очередь применительно к системам тепло- и пароснабжения, системе снабжения сжатым воздухом, электроосвещению. Отдельно проанализирован вопрос о переходе на одноставочный тариф при снабжении электроэнергией. Результаты технико-экономического анализа отдельных мероприятий и оценка общей характеристики программы энергосбережения при ее реализации в течение четырех лет приведены в табл. 1, 2. Сумма почти в 33 млн руб. на два года существенна даже для такого крупного предприятия, как РКЗ. И здесь необходимо сказать слова признательности Правительству Москвы, Региональной энергетической комиссии и персонально ее председателю М. Е. Яковлеву. На примере выигравшего тендер РКЗ формировалась позиция Правительства Москвы в вопросах участия в мероприятиях по повышению энергоэффективности предприятий. В результате РКЗ на время осуществления программы энергосбережения были установлены льготные тарифы на энергоносители, а из консолидированного фонда энергосбережения города в 2004 году выделены средства, покрывающие большую часть затрат предприятия. Подобная консолидация усилий предприятия, города и Региональной энергетической комиссии, безусловно, будет хорошим примером для других предприятий и не только Москвы.

На РКЗ же сегодня обсуждается следующий этап программы повышения эффективности – создание собственного источника электроэнергии. Расчеты показывают, что экономические выгоды для предприятия будут существенными. Однако пока окончательно не решен вопрос о том, каким образом предприятие будет реализовывать избыточную электроэнергию. Может показаться, что это частный вопрос. Но если мы признаем, что децентрализованные источники энергии имеют право на существование, этот вопрос должен быть законодательно урегулирован. Необходимо исключить ситуацию, когда созданная ранее монопольная энергосистема диктует свои условия не только вновь возникающим энергопроизводителям, но и городу в целом.