3.2. Направления развития потребления энергетических углей
Долю угля в структуре потребления сырья топливной энергетикой планируется довести с 25% до 39% к 2030 г. Наиболее перспективными представляются следующие проекты развития угольной генерации.
Во-первых, это строительство мощных КЭС в Восточной Сибири на базе канско-ачинских углей (своего рода «реинкарнация» советского проекта Канско-Ачинского топливно-энергетического комплекса). Главным фактором развития этого проекта остаются огромные запасы угля, которые трудно использовать другим способом (уголь этого бассейна не коксуется, отличается низким качеством, удалён от портов и Европейской части страны). Дешёвая электроэнергия от угольных КЭС может стать эффективным дополнением к дешёвой электроэнергии от Ангаро-Енисейских ГЭС. Главной проблемой остаётся недостаток заинтересованности частного капитала в таком долгосрочном и капиталоёмком проекте, особенно после раздела ГРЭС «РАО ЕЭС» между ОГК без учёта территориального прицнипа. В рамках программы развития угольной отрасли здесь планируется ввести в строй электростанции с потреблением 18 млн. т.у.т. (что соответствует мощности 12 ГВт). Основной проблемой для данного проекта остаётся отсутствие полноценной связки между энергосистемами Сибири и Европейской части страны. Технически достройка высоковольтной ЛЭП постоянного тока Итат – Тамбов вполне возможна, теоретически государственная «Федеральная сетевая компания» способна реализовать этот проект.
Во-вторых, это строительство КЭС в Европейской части страны и на Урале недалеко от районов добычи угля (Ново-Ростовская ГРЭС, КЭС на Среднем и Полярном Урале) с потреблением до 9 млн. т.у.т.
Таким образом, к 2030 г. добыча угля в России может достичь 400-450 млн. т /год (при 300 сейчас), причём лимитирующими факторами выступают не технические вопросы добычи, а транспортные (железные дороги и порты), институциональные (государственная поддержка угольной генерации, разделение крупных ТЭС между ОГК) и конъюнктурные (спрос в Западной Европе и Азии). Доля энергетического каменного и бурого угля останется на уровне 65-70%. Тенденция к концентрации добычи энергетического угля в Канско-Ачинском и Кузнецком бассейнах, по всей видимости, сохранится.
3.3. Потенциальные объекты восстановления угольной генерации
Можно построить карту, где будет показано соотношение цен и топливная структура генерации для ТЭС (файл цена топлива.xls)
Найдены электростанции, для которых угольное топливо стоит дешевле газового, но уголь составляет менее половины потреблённого топлива. Источник – таблицы АПБЭ (данные по ценам и структуре потребления топлива за 2009-2010 гг.)
Это угольные ТЭС, ранее работавшие на местных углях (сейчас добыча в этих бассейнах остановлена или находится в длительном кризисе). Это Подмосковный, Донецкий, Интинский, Южно-Уральский, Волчанский уголь)
ЕЧР. Дорогобужская ТЭЦ, ТЭЦ-17 Мосэнерго (Ступино), Ярославская ТЭЦ-2, Ивановская ТЭЦ-3, Череповецкая ГРЭС, Каширская ГРЭС-4, Новочеркасская ГРЭС, Тверская ТЭЦ-3, Рязанская ГРЭС, Кировский ТЭЦ-4 и 5
Урал. Кумертауская ТЭЦ, Челябинская ТЭЦ-1, Верхнетагильская ГРЭС, Южноуральская ГРЭС, Аргаяшская ТЭЦ, Ижевская ТЭЦ-2
Западная Сибирь. Курганская ТЭЦ, Омская ТЭЦ-2, котельные Новосибирска, Томская ГРЭС-2
Дальний Восток. Комсомольская ТЭЦ-2.
Их имеет смысл поддержать с помощью субсидий на модернизацию котлов под высококачественное обогащённое топливо. ОГК-1, 2, 6, ТГК-3, 11 контролируются государством через «Интер РАО ЕЭС» и «Газпром», поэтому пролоббировать инвестпрограмму федеральные власти могут. А вот для ТГК-2, 4, 5, 6, Курганской генерир. компании, Башкирэнерго надо разрабатывать специальные механизмы.
Но нет смысла поддерживать ТЭЦ, находящиеся в крупных городах (курсивом)! В городах с точки зрения экологии и режимов электропотребления выгоднее ставить ПГУ на газу (природном или газифицированном угольном), которые быстро меняют выдаваемую мощность). Это мировая тенденция нескольких десятилетий, но новая для России.
В ЕЭС СССР не работало ни одной парогазовой установки (ПГУ), введение которых позволяет с помощью когенерации повысить КПД до 52-60% (максимум среди крупных ТЭС), а значит, снизить расход газового топлива на 30% [33]. В капиталистических странах внедрение ПГУ началось в 1980-е гг., в СССР было введено лишь 670 МВт парогазового цикла на ГРЭС в Невинномысске и Днестровске. Интересно, что в 1950-е гг. академик С.А. Христианович разработал проект промышленной ПГУ, но вплоть до 2000-х гг. в России они не получили распространения.
С 2000-х гг. началось массовое строительство ПГУ в России, сначала на импортном оборудовании (General Electric), а затем – на российском. В последние 2 года большинство блоков введено при поддержке иностранных инвесторов – E.On и Fortum (основные акционеры ОГК-4 и ТГК-10 соответственно). К 2012 г. мощность ПГУ в России достигла 6,3 ГВт, что составляет 5% от всей выработки на ТЭС, при этом темпы строительства не замедляются (рис. 2.8).
Рис. 9. Электрическая мощность парогазовых установок в России. Источник: сайты генерирующих компаний