Энергетическая безопасность европейской части России

И. С. Кожуховский, канд. эконом. наук, генеральный директор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике  (ЗАО «АПБЭ»)

В разработанной в Энергостратегии-2030 «дорожной карте» мероприятий государственной энергетической политики зафиксированы следующие основные направления:

• обеспечение равнодоходности поставок газа на внутренний рынок и на экспорт,
• экономически обоснованное повышение внутренних цен на газ,
• завершение либерализации внутреннего рынка газа (до 2015 года),
• обеспечение соотношения внутренних цен на газ и уголь 1,8–2,2 до 2015 года и 2,5–2,8 до 2030 года.

Однако следует констатировать, что указанные положения Энергостратегии-2030 не выполняются, так как данный документ не носит обязательного для исполнения характера и не подкреплен механизмами реализации.

Ценовой прогноз

Обеспечение равнодоходности поставок газа на внутренний рынок и на экспорт в прогнозах Минэкономразвития России постоянно откладывается, в последнем прогнозе (март 2013 года) – на неопределенное время (рис. 1).

Рисунок 1. Прогноз Минэкономразвития России: соотношение цен на газ, поставляемый на внутренний рынок и на экспорт

Правительство России 23 марта 2013 года утвердило «Прогноз долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2030 года», в соответствии с которым темпы роста цен на газ не обеспечивают повышения конкурентоспособности угля в долгосрочной перспективе (рис. 2 и 3). Следует отметить, что в соответствии с приведенными прогнозами (рис. 2) в 2013–2030 годах суммарный (накопленный) темп роста цен на газ составит 3,51, на уголь - 4,37.

Рисунок 2. Прогноз темпов роста цен на газ и уголь до 2030 года

Как свидетельствуют представленные данные (рис. 3), прогнозная динамика ценового соотношения «газ – уголь», достигнув максимального значения ~1,6 в 2017–2018 годах, имеет дальнейшую тенденцию к понижению. При этом необходимо отметить, что зона межтопливной конкуренции газа и угля на тепловых электростанциях находится в диапазоне 2–3, поэтому становится очевидным, что не следует далее ожидать наступления межтопливной конкуренции в тепловой энергетике и, соответственно, конкурентоспособности угольной генерации в европейской части России по сравнению с газовой.

Рисунок 3. Прогноз ценового соотношения цен на газ и уголь до 2030 года

Более того, по результатам совещания о мерах по обеспечению устойчивого развития российской экономики, проведенного в апреле 2013 года президентом России В.В. Путиным, Минэкономразвития России уже подготовило предложения по сокращению в 2014–2015 годах темпов роста тарифов на газ для промышленных потребителей с 15 до 5%, мотивируя свою позицию идеей восстановления за счет этого темпов роста экономики, снижения темпов инфляции и улучшения инвестиционного климата в стране.

Вопросы энергетической безопасности

В это же время вследствие неконкурентоспособности угольной генерации в европейской части России возникла реальная угроза для энергетической безопасности региона (рис. 4).

Рисунок 4 (подробнее) Региональные топливные балансы тепловой энергетики

В европейской части России доля газа за последнее время достигла критического уровня – 94%, что обуславливает чрезмерную зависимость энергоснабжения региона от одного вида топлива (природного газа), то есть от газотранспортной системы. Из 43 газоугольных ТЭС в европейской части России на угле остались работать только 12, остальные переведены на газ.

Магистральное направление развития тепловой энергетики региона – ввод паро-газовых установок (ПГУ). Однако проекты ПГУ, вводимые в рамках договора на поставку мощности (ДПМ), не предусматривают наличия резервного топлива, что еще более усиливает угрозу для энергетической безопасности, так как прогнозируется значительный рост доли ПГУ в структуре установленной мощности в европейской части России: с 13% в 2011 году до 56% в 2030 году.

Таким образом, только реализация незамедлительных мер может позволить успешно преодолеть указанные негативные тенденции.

Меры по преодолению негативных тенденций

1. Энергокомпаниям при заказе оборудования для ПГУ необходимо учесть технологическую возможность работы на резервном виде топлива, а также предусмотреть в своих производственных программах обеспечение работы преимущественно на угле тех электростанций, которые ранее были реконструированы для работы на газе.

2. ОАО «Газпром» следует конкретизировать в «Генеральной схеме развития газовой отрасли на период до 2030 года» сроки принятия мер по недопущению ограничений поставок газа в период резких похолоданий с учетом технологических возможностей ПГУ и ГТУ ТЭС.

3. Минэнерго России необходимо:

• разработать и утвердить регламент по проектированию хозяйств жидкого топлива ПГУ и ГТУ ТЭС;
• при корректировке «Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики на период до 2030 года» предусмотреть увеличение объемов ввода угольных генерирующих мощностей;
• обратить внимание энергокомпаний на необходимость ускорения процесса внедрения генерирующих мощностей на чистых угольных технологиях.

В стратегическом плане в европейской части России необходимо реализовать следующие направления государственной энергетической политики:

• определить долю угольной генерации, обеспечивающую энергетическую безопасность региона (~15–20%);
• разработать соответствующую программу модернизации действующих и ввода новых генерирующих мощностей в регионе;
• обеспечить господдержку пилотных проектов новой угольной генерации на чистых технологиях, а также проектов разработанной программы модернизации действующих и ввода новых генерирующих мощностей в регионе.

Таким образом, принципиальным является то, что угольную генерацию в регионе необходимо сохранить, для чего следует создать механизмы стимулирования генерирующих компаний и господдержки внедрения чистых угольных технологий.

В настоящее время очевидным является отставание угольной энергетики России в технологическом развитии и внедрении новых чистых угольных технологий. Сравнительный анализ внедрения проектов основных чистых угольных технологий в России и в мире представлен в табл. 1.

Реновация угольных электростанций

В текущих условиях в области технологического развития наиболее актуальной является задача реновации (обновления) угольных электростанций России. Экологическая неприемлемость существующих угольных ТЭС, удельные расходы топлива, превышающие 400 г/кВт•ч, высокие затраты на ремонт и эксплуатацию определяют необходимость принятия незамедлительных решений по замене устаревшего оборудования.

Реновация крупных угольных ТЭС с учетом проектных работ и определения источников финансирования потребует 12–15 лет. При этом важным условием является наличие освоенных российских экологически чистых технологий. Первоочередными в программе реновации угольных ТЭС являются конденсационные и теплофикационные энергоблоки единичной мощностью от 500 до 135 МВт, доля которых в структуре угольной энергетики России составляет около 48% (28 ГВт).

Старт обновления российских угольных электростанций зависит от срочности создания отечественных технологий. Однако пилотные проекты чистых угольных технологий производства энергии не предусмотрены в программе развития отечественного энергомашиностроения. Представляется инвариантной необходимость их включения в указанную программу на условиях государственно-частного партнерства (табл. 2). Суммарная стоимость всех пилотных проектов составляет 141,8 млрд руб.

Перспективы развития угольной энергетики

В настоящее время перспективы технологического развития угольной энергетики целесообразно рассматривать в более широких рамках технологического развития твердотопливной энергетики (табл. 3).

Таблица 3 Два направления технологического развития твердо-топливной энергетики в России

Представленные данные свидетельствуют о том, что в целях корректного использования результатов НИОКР по чистым угольным технологиям для успешной реализации пилотных проектов данные технологии следует структурировать по двум направлениям:

• использующие высококачественные виды твердого топлива – обогащенный каменный уголь;
• использующие низкокачественные виды твердого топлива: бурый уголь, торф, горючий сланец, отходы угледобычи и углеобогащения, биотопливо (древесные отходы).

Также следует учитывать группу, к которой относится конкретная технология: современных появляющихся или перспективных технологий (первая группа представляет собой значительно более освоенные в промышленном масштабе технологии).

Поворот общественного мнения в сторону угольной генерации возможен только в случае, если твердотопливная энергетика на новых технологиях будет не продуцировать отходы, а утилизировать их с получением энергии и продуктов углехимии с высокой добавленной стоимостью.

Увеличение потребления низкокачественных углей и отходов угольного производства должно быть обращено из недостатка в преимущество твердотопливной энергетики, которая на основе экологически чистых технологий может стать фабрикой по утилизации некондиционного сырья и техногенных (промышленных и бытовых) отходов.

Новая технологическая парадигма твердотопливной энергетики «От производства только энергии – к комбинированному безотходному производству энергии и высокоценных продуктов углехимии» должна быть основана на полигенерационном цикле в рамках энерготехнологических комплексов производства электрической и тепловой энергии, а также продуктов углехимии с высокой добавленной стоимостью.

Первым этапом должно стать применение и развитие существующих отраслевых технологий, к числу которых можно отнести следующие:

в области получения энергии:

• энергоблок, работающий на суперсверхкритических параметрах пара (ССКП),
• установку по улавливанию и захоронению СО₂ (carbon capture and storage – CCS),
• котлоагрегат с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС),
• газификацию угля и ПГУ на синтез-газе,
• модульные установки малой генерации на угле;

в области углехимии:

• технологии углехимии,
• инновационные технологии глубокой переработки угля;

в области переработки отходов:

• автоматизированные модули по комплексной переработке техногенных отходов,
• технологии производства строительных материалов.

На втором этапе должны быть разработаны и внедрены прорывные комбинированные (межотраслевые) технологии. Предполагается использовать во всех вышеперечисленных областях безотходные, экологичные энерготехнологические комплексы, разработанные на основе:

• нового технологического направления – струйно-эмульсионных процессов (приоритетное направление России);
• технологий КС, экологически чистого водоугольного топлива (ЭкоВУТ), низкотемпературного вихревого сжигания (НТВ), туннельной газификации и шлакового расплава.

Помимо тепловой и электрической энергии, данный энерготехнологический комплекс позволяет вырабатывать следующую технологическую продукцию: коксовую продукцию, углеродные сорбенты, бензин, синтетическое жидкое топливо, метанол, удобрения, полиметаллоконцентраты, стройматериалы, нанокомпозиты, непрерывистые углеродные волокна.

Следует отметить, что в настоящее время прорабатываются вопросы софинансирования разработки пилотных установок в рамках энерготехнологических комплексов со стороны Минпромторга России и Минобрнауки России.

Указанным направлениям государственной энергетической политики по сохранению и развитию угольной генерации в европейской части России следует уделить особое внимание в рамках предстоящего нового цикла энергетического стратегирования, для чего необходимо разработать эффективную систему стратегических документов развития энергетики, состоящую из энергостратегии, генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики и корпоративных программ развития энергокомпаний. В новой системе стратегических документов генеральная схема должна обладать принципиально новыми полномочиями и взять на себя функции организационной площадки для приведения в соответствие положений энергостратегии и инвестпрограмм энергокомпаний.