Новости отрасли

Опять взялись за торф

Производство энергии с использованием угля возможно, если государство будет инвестировать средства в строительство и модернизацию генерации, а угольщики — совершенствовать переработку топлива. Пока прорывных решений в этой области нет.

Готовится к реализации пилотный проект строительства теплоэлектростанции средней мощности 50 МВт на торфе Басьяновского месторождения возле города Нижняя Салда (Свердловская область). Объем инвестиций 90 млн евро. Поначалу эта новость пробуждает скепсис: опять взялись за торф, кризисные шараханья… С советских времен известно: сжигать торф экологически вредно и экономически невыгодно из-за низкого КПД. К тому же в России так и не появилось новых эффективных технологий сжигания, которые освоены и применяются в Ирландии, Швеции, Финляндии.

— Фишка в том, как сжигать, — поясняет Владимир Лопатюк, генеральный директор компании «Призма», инициирующей проект, — есть, например, у финнов технология низкотемпературного кипящего слоя, КПД 88 — 90%. Нам отечественные заводы предлагают: инвестируйте — будем разрабатывать технологию и оборудование. Но мы не хотим ждать пять лет.

К участию в пилотном проекте правительство Свердловской области пригласилороссийско-шведско-финскую компанию «Фортум», имеющую большой опыт в использовании торфа за рубежом. Но она пока не сообщила, готова ли применить его в России.

Экономический эффект басьяновского проекта, рассказывает Лопатюк, обеспечит когенерация, для чего необходимо совместить строительство станции с использованием фрезерного торфа для пылевого сжигания (с технологией еще определяются) и создание комплекса глубокой переработки торфа мощностью 220 тыс. тонн в год. При этом будут вырабатываться: электроэнергия (по стоимости 1 кВт — 1 рубль); топливные гранулы; кокс — 20 тыс. т/год; газ — 5,2 млн куб. м/год; воск (для точного литья); парафин — 300 т/год; активные угли — 10 тыс. т/год; ингибиторы коррозии металлов — 550 т/год; гумат натрия (стимулятор роста растений) — 550 т/год; фенолы — 330 т/год. Расчеты взяты из предТЭО проекта.

К созданию торфяного кластера Свердловскую область подтолкнул успешный опыт сжигания торфа для нужд энергетики на Западе, говорит декан инженерно-экономического факультета Уральского государственного горного университета Николай Гревцев. Идея очень нравится правительству области: оно разрабатывает программы комплексного освоения и использования торфяных ресурсов при сооружении энергоустановок малой и средней мощности. Учитывая рост тарифов и цен на привозной уголь, в регионе решили шире вовлечь местные энергоресурсы в топливный баланс. С этой же идеей носятся сейчас в Кировской, Новгородской, Ленинградской областях, в Белоруссии. Зачем создавать уральский торфяной кластер? Кластер — не наше название хорошо забытой цепочки смежников — структуры, которой располагала когда-тоторфяная промышленность, поясняет Гревцев.

Торф — основной энергоресурс, запасами которого Свердловская область, 95% топлива завозящая извне, обладает в значительном количестве. Прогнозируемые превышают 3 млрд тонн, балансовые — 1,6 млрд тонн. В Уральском регионе — 12% от общероссийских запасов торфа, на которых можно вырабатывать 1000 МВт энергомощностей. Инвестиционный пакет вовлечения торфа в энергетику стоит 1 млрд евро. Из них 200 миллионов потребуется на разработку месторождений, 500 — на строительство генерирующих мощностей, 300 — комплексов переработки торфа.

Кроме того, на Урале есть старые ТЭЦ, изначально запроектированные для работы на торфе, но в 70?е годы переориентированные на газ: Качканарская (50 МВт), Тюменская ТЭЦ-1(400 МВт), Ново-Свердловская (500 МВт), Первоуральская (36 МВт). Возможна их модернизация. Перевод части местной энергетики на сжигание торфа позволит улучшить тепло— и электроснабжение малых муниципальных образований, уменьшить зависимость от поставщиков дорогих дальнепривозных углей и природного газа, утверждает областной министр энергетики Юрий Шевелев. Но даже выход на добычу 10 млн тонн торфа в год позволит заместить только 2% энергоресурсов в топливном балансе Свердловской области: 55% электроэнергии здесь вырабатывается на газе и 40 — 42% — на угле, а тепловой энергии на газе — 90%. Поэтому не торф, а ситуация на рынках энергетических углей и газа еще долгие годы будет определять топливную стратегию базирующихся в регионе энергокомпаний.

Неустойчивый ценовой сигнал

Со стратегиями и оценками рынков сейчас сложно. Развитие российских рынков зависит от стоимостного соотношения этих видов топлива, считают одни игроки. Неустойчивый ценовой сигнал толкает инвестора вкладывать деньги то в тот, то в иной вид генерации. Например, новый собственник Южноуральской ГРЭС «Норильский никель» несколько раз пересматривал инвестпрограмму, пытаясь выстроить эффективную экономику дряхлой 57?летней станции. Предполагал то построить два угольных блока с циркулирующим кипящим слоем, то перевести работающие блоки обратно с газа на уголь, то замыслил новый проект строитель ства парогазового энергоблока. Сказывается на рынке и появление биржевых механизмов торговли, реальной конкуренции между поставщиками газа. Цена газа у независимых поставщиков теперь снижается с сокращением спроса — в прошлые годы она росла так же, как у Газпрома, а газ монополиста дорожает быстрее.

— Стоимость топлива для электростанций определяет баланс внутреннего и внешнего спроса, — считает Геннадий Онучин, руководитель дирекции топливообеспечения дивизионаКЭС-Холдинга «Трейдинг». — Например, в начале года существенно снизился спрос на кузбасский уголь. В результате цена упала на 25%, что сделало его использование более эффективным по сравнению с газом. Если в прошлом году стоимость тонны условного топлива газа и угля была примерно одинаковой, то в этом на всех электростанциях КЭС-Холдинга (на Урале — в Пермском крае и Свердловской области), где есть соответствующая инфраструктура, используем в основном уголь. Тенденция в ближайшие годы сохранится, если внешний спрос резко не поднимет цены. Опасность такая существует: нынешним летом увеличился внешний спрос — уголь стал активно закупать Китай. Кроме того, повысилась стоимость нефти, за ней подросли цены и на уголь, и его оказалось выгодно экспортировать, что привело к дефициту на внутреннем рынке.

Хотя в контрактах КЭС-Холдинга цены зафиксированы до конца года, но, приступая к переговорам о закупках топлива на 2010 год, в компании понимают, что при такой конъюнктуре стоимость угля возрастет. Поэтому прорабатывают возможность заключения долгосрочных контрактов с угольщиками на 5 — 10 лет. «Считаем, что такие договоры выгодны и нам, потребителям, и производителям топлива, — поясняет Геннадий Онучин. — Угольщики получат гарантированный объем сбыта, а мы будем понимать параметры роста цены и сможем даже, где необходимо, проводить реконструкцию электростанций КЭС-Холдинга для перехода на сжигание угля».

Другие игроки считают, что основной фактор, влияющий на потребление газа и угля (помимо общего глобального спроса), — политика государства в отношении внутренней цены на газ: ценообразование на энергетические угли рыночное, а цены на газ регулируются государством. Правительство РФ по-прежнему планирует проводить политику ежегодного увеличения стоимости газа для достижения равнодоходности с внешними продажами. Отсюда ожидается, что в перспективе темпы прироста цен на газ будут выше, чем на уголь, утверждает Анатолий Трухин, начальник управления анализа рынка ОАО «Фортум».

Несмотря на это в топливной стратегии ОАО «Фортум», как и большинства энергокомпаний, газ остается более предпочтительным видом топлива. Дело в высоком КПД парогазовой технологии, которая позволяет поднять эффективность производства, снизить удельные расходы топлива, уменьшить выбросы вредных веществ в атмосферу. ОАО «Фортум» строит новые мощности, которые будут использовать более современную технологию сжигания топлива в парогазовом цикле. Это второй блок парогазовых установок 190/220 МВт на Тюменской ТЭЦ-1, третий блок 210/230 МВт на Челябинской ТЭЦ-3 (пуск обоих — 2010 год), три блока 418 МВт на Няганской ГРЭС (2012 — 2013 годы) и пятый 418 МВт на Тюменской ТЭЦ-2 (пуск — 2013 год).

Через 5 — 15 лет топливный баланс может существенно измениться, так как вскоре на общий объем потребления будет влиять инвестиционная программа государственных энергокомпаний, полагает Анатолий Трухин. Если в ближайшие годы государство будет поддерживать высокие темпы строительства атомной, гидро— и нетрадиционной генерации, то потребление газа и угля снизится. А в пятилетней перспективе, по оценкам аналитика, баланс существенно не изменится, так как темп реализации инвестиционных программ большинства компаний упал. При этом генераторы, использующие газ, по-прежнему останутся более эффективными.

Например, с вводом третьего энергоблока на ЧТЭЦ-3 будет достигнуто снижение на 940 тонн выбросов оксидов азота (NOx) в год. Концентрация выбросов оксида азота на действующем блоке № 1 — 120 мг/куб. м, на строящемся третьем блоке — всего 65 мг/куб. м. Достигаемый экономический эффект от снижения удельных расходов топлива с пуском энергоблока№ 3 ЧТЭЦ-3 — 190,9 млн рублей в год.

Зачем тянуть бассейн

Общероссийская тенденция в структуре топливного баланса будет направлена в сторону уменьшения доли газа. Учитывая, что в мировой конъюнктуре рынка углеводородного топлива прослеживается тенденция роста цен на газ, правительство Российской Федерации будет стремиться снижать потребление газа на внутреннем рынке и ориентировать бизнес наращивать потребление угля на электростанциях, говорит начальник отдела министерства энергетики Свердловской области Алексей Соколов. При этом ожидается постепенное отставание роста цен на уголь от повышения цен на газ. Установится соотношение, при котором условная тонна угля будет примерно в два раза дешевле условной тонны газа. Именно такое наблюдается на мировом рынке. Но энергокомпании все равно будут стараться реализовать более дешевые и технологичные проекты строительства газовой генерации. Технология производства электроэнергии из угля дороже газовой: в 1,5 — 2 тыс. долларов обходится каждый угольный киловатт установленной мощности против 600 — 700 долларов на современных парогазовых установках. В конечном счете себестоимость производства «угольной» и «газовой» электроэнергии должна быть примерно равна. Непонятно только, что простимулирует бизнес переходить на уголь.

Однако в Свердловской области будет наблюдаться обратная тенденция. Из всех станций, расположенных на территории, 53% работают на угле и 47% на газе. Для неугольного региона это соотношение явно не сбалансировано: весь уголь — дальнепривозной со значительной транспортной составляющей в цене. До 2015 года планируется сокращение доли угольной генерации до 51% и увеличение газовой до 49%.

Челябинские энергетики в свое время перевели угольные блоки на газ, который считался экономически более выгодным и экологически более приемлемым для больших городов. При старых технологиях сжигания, которые сегодня используются, уголь — серьезная экологическая нагрузка. Новых технологий нет. Но, учитывая рост внутренних цен на газ и, соответственно, вырабатываемую энергию, правительство Челябинской области считало сохранение Челябинского угольного бассейна гарантией энергетической безопасности региона. «Мы рассчитывали, что сможем дотянуть бассейн до поры, когда уголь будет более востребован, чем газ, это влияет на занятость в наших шахтерских городах», — говорит Владимир Дятлов, первый заместитель губернатора Челябинской области. В этом вопросе областные чиновники искали понимания у концерна Fortum, аналитики которого предполагали, что лет через пять использование местных дешевых бурых углей и сокращение потребления газа станет конкурентным преимуществом компании. Планировали тут реализацию эффективного угольного проекта, какой удался финнам в Польше. Пока о нем ничего не слышно.

К сожалению, «тянуть» бассейн властям становится все труднее. «С 6 млн тонн угля, которые потребляли в 90?е годы, мы упали сегодня до 900 тыс. тонн в топливном балансе региона», — признает Дятлов. Энергокомпании предпочитают закупать более качественный и дешевый уголь с шахт Казахстана. Переговоры угольщиков с энергетиками об объемах поставки местного угля накануне каждого отопительного сезона протекают драматично, как правило, при участии областных властей.

Например, недавно Южноуральскую ГРЭС, входящую в ОАО «ОГК-3», обязали закупить 480 тыс. тонн угля до конца года у ОАО «Челябинская угольная компания» (ЧУК). Такой договоренности достигла администрация Челябинской области с руководством ОГК-3. Напомним, в июне ОГК-3совсем было отказалась от закупок угля, добываемого ЧУК, из-за претензий к качеству очередной партии. Но уже в августе энергетики были вынуждены возобновить закупки челябинских углей, несмотря на то, что склады станции емкостью 600 тыс. тонн ими переполнены. Власти предлагают решить проблему затоваривания, сжигая запасы для энергоснабжения бюджетной сферы области. За последние пять лет ЮГРЭС сократила закупки местного угля в три с половиной раза. В декабре южноуральские энергетики уменьшали закупки местного угля до 30 тыс. тонн, а в январе 2009 года прекращали полностью. История повторяется.

Нет решений

Возможно, в будущем новейшие российские угольные электростанции станут эффективными производителями энергии, как в Америке. Но не ранее, чем удастся значительно сократить затраты на их строительство и эксплуатацию. К тому же у отечественного энергомаша нет отработанных решений в этой области «в металле», в серийном производстве, лишь отдельные установки на некоторых ГРЭС и ТЭС. Например, в дивизионе КЭС-Холдинга «Генерация Урала» на Кировской ТЭЦ-4 в этом году реализован проект по внедрению современной низкотемпературной вихревой технологии сжигания твердых видов топлива. КПД котла при работе на каменном угле достигает теперь 92%, тогда как ранее не превышал 75 — 80%. Разработка Ленинградского политехнического института позволяет сжигать четыре вида топлива (уголь, газ, торф, мазут) и оперативно переводить котел с одного вида топлива на другой в зависимости от конъюнктуры рынка.

Кризис резко увеличил неопределенность в прогнозах развития территорий и энергокомпаний. Утвержденная в начале 2008 года генсхема создания и размещения энергообъектов до 2020 года, которая задавала приоритеты опережающих темпов роста угольной генерации по сравнению с газовой, не выполняется. Из-за существенного увеличения стоимости строительства новых электростанций генкомпании все больше отказываются от создания новых мощностей и предпочитают продление срока службы старого неэкономичного оборудования. Поскольку срок строительства новых угольных ТЭС составляет 5 — 8 лет, ожидать масштабного развития угольной генерации в России, к которому толкают отрасль, можно только после 2020 — 2025 годов, считает Игорь Кожуховский, генеральный директор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике. Для этого много чего потребуется:нормативно-правовое обеспечение перехода к чистым угольным технологиям, их освоение на отечественных предприятиях энергомаша, частно-государственное партнерство в их создании, разворачивание проектных и исследовательских работ. Корректировка генсхемы продолжится до конца этого года, и только в 2010?м она может выйти в обновленном виде с уточненными параметрами развития отрасли.

Людмила Колбина, редактор отдела предпринимательства журнала «Эксперт Урал».
Expert.Ru