Особенности потребления угля.
Годовой объем выработки электроэнергии угольными ТЭС составляет около 25% всей электроэнергии, производимой в стране, при этом непосредственно с использованием угля на угольных ТЭС вырабатывается в среднем только 62-65, остальной объем электроэнергии приходится на природный газ или мазут, являющиеся вторым видом топлива для угольных ТЭС.
Определяющую роль в производстве электроэнергии на органическом топливе вообще и угольном в частности играют оптовые (ОГК) и территориальные (ТГК) генерирующие компании. Объем выработки электроэнергии угольными ТЭС, входящими в структуры этих компаний, составляет около 20% всей производимой в стране электроэнергии, при этом на долю ОГК и ТГК приходится почти 80% общего объема электроэнергии, вырабатываемой угольными ТЭС.
При этом производство электроэнергии на угольном топливе практически сохранилось на уровне 2000 г., что обусловлено снижением доли угля в общем объеме котельно-печного топлива (КПТ), используемого на ТЭС.
Объемы поставок российского угля для нужд электроэнергетики колеблются в пределах 85-108 млн т при наличии незначительного тренда в сторону снижения объемов, что обусловлено последовательным вытеснением угля его конкурентом ‑ природным газом. Более отчетливо проявляется тенденция снижения доли угля, потребляемого электроэнергетикой, в общем объеме угля, добываемого в стране. Это обусловлено общим увеличением добычи и ростом экспорта, превысившего в 2009 г. объем угля, потребляемого отечественной электроэнергетикой.
Рис. 3. Использование угля в России. Источник ИАЦ Минерал
Кроме российских углей, часть угольных ТЭС, расположенных на Южном Урале и в Западной Сибири, использует импортные Экибастузские угли, для которых также характерна тенденция сохранения объемов потребления на уровне 25 млн т/год. Использование Экибастузского угля является следствием запроектированных для этих ТЭС топливных режимов, учитывающих высокую зольность Экибастузских углей и существенно более низкие цены поставки по сравнению с ценами на аналогичные угли из Кузбасса. Удельный вес импорта казахстанского угля в общих поставках угля для электроэнергетики колеблется в пределах 18-20%.
Существует проблема перевода ТЭС, потребляющих Экибастузский уголь, на использование экологически чистых кузнецких и Канско-Ачинских углей. Решение этой проблемы будет способствовать улучшению экологии в районах расположения ТЭС и увеличению емкости внутреннего рынка для отечественных углей.
В России около 80% угольного топлива для выработки тепло- и электроэнергии используется в рядовом виде, что является одной из причин низкой эффективности электрогенерирующего оборудования. В марочной структуре поставки российских углей на электростанции преобладают бурые угли, доля которых составляет около 58% и за 10 лет практически не изменилась. Следует также отметить, что за последнее десятилетие объем обогащения каменных энергетических углей вырос почти в 2 раза, однако высококачественная угольная продукция не находила достаточного спроса на внутреннем рынке и направлялась на экспорт.
Рис. 4. Структура потребления угля электростанциями России в 2008 г. Источник: «Доклад о функционировании и развитии электроэнергетики Российской Федерации в 2008 году»
В структуре типов поставленного на электростанции угля основное место занимают Канско-Ачинские, Кузнецкие и Экибастузские угли. Из углей Восточной Сибири (кроме канско-ачинских) наибольший удельный вес приходится на иркутский и читинский, из дальневосточных — приморский и нерюнгринский.
В течение последнего десятилетия рынки сбыта большинства типов углей сузились в результате прежде всего конкуренции с природным газом, увеличения транспортных затрат в цене топлива, уменьшения емкости некоторых региональных рынков электрической энергии и недостаточного уровня развития межсистемных линий электропередач.
Современная угольная генерация заложена в советский период, и основная масса электростанций была построена в соответствии с долгосрочными планами развития электроэнергетики СССР. При этом каждая станция была запроектирована на использование определенной марки угля с характеристиками, утвержденными в «Тепловом расчете котельных агрегатов». Это позволило расширить географию размещения угольных электростанций, но одновременно жестко привязало их на долгие годы к определенному типу углей. Такая зависимость сохраняется и в настоящее время. Оборотной стороной этой зависимости является вынужденное использование местных углей низкого качества.
Была обеспечена мобилизация усилий и ресурсов на повышение эффективности сжигания низкокачественных топлив, но одновременно упущена инициатива в использовании качественных обогащенных углей. В результате сформировалась существующая структура генерирующих мощностей угольных электростанций России, состоящая из угольных энергоблоков с КПД генерации, не превышающим 34-35%, и удельным расходом топлива (на конденсационных электростанциях) на уровне 350-450г у.т./кВт-ч, что значительно уступает по показателям эффективности уровню развитых стран.
Общими проблемами российской электроэнергетики, включая угольную составляющую, являются физический износ и низкая эффективность существующего парка электрогенерирующего оборудования. Причем они усугубляются отсутствием в стране масштабного производства современных котлов и турбин большой единичной мощности с КПД генерации на уровне лучших мировых аналогов.
Специфические проблемы угольной генерации имеют ярко выраженные региональные отличия, поскольку формируются под воздействием транспортных затрат в цене топлива, конкуренции со стороны других видов первичной энергии (природного газа, атомной или гидроэнергии), емкости региональных рынков электрической энергии; уровня развития межсистемных линий передачи электроэнергии.
Европейская часть страны и Урал. Особенностью этих регионов является постоянное снижение доли и абсолютного объема угольной генерации вследствие совокупного действия нескольких факторов. Прежде всего ценовой и ресурсной доступности природного газа в качестве котельно-печного топлива при относительно низких затратах на техническое переоборудование электростанций с угля на природный газ. Частичной или полной ликвидации добычи местных углей Подмосковного бассейна, Восточного Донбасса и Печорского бассейна, которые являлись основным топливом для угольных электростанций, расположенных в Европейской части России. Ограниченного использования привозных кузнецких углей на угольных электростанциях Европейской части страны, в первую очередь из-за высоких транспортных тарифов на их доставку и невозможности их эффективного сжигания на действующих энергоблоках, спроектированных для использования местных низкокачественных углей.
В Европейской части РФ существует дефицит электроэнергии, в связи с чем этот регион является наиболее перспективным для строительства новых генерирующих мощностей, о чем говорили многие с советских времен ( например Рыльский ). И поздне-советская компания по строительству АЭС – вынужденный шаг из-за дефицита генерирующих мощностей. При этом именно в Европейской части страны проблемы развития угольной генерации стоят наиболее остро. Дальнейшее поддержание существующего технического уровня угольных ТЭС без их коренной модернизации и применения современных технологий неминуемо приведет к полной деградации оставшихся в регионе немногочисленных угольных электростанций. Также следует отметить, что в Европейской части России выше плотность населения, поэтому к угольным ТЭС выше экологические ограничения. А пока технологии экологически чистого сжигания угля до России не дошли.
Для угольных ТЭС, расположенных в регионе Урала, характерна меньшая зависимость от состояния местной ресурсной базы и транспортных издержек. Значительная часть угольных электростанций Урала проектировалась на использование привозных углей из относительно недалеко расположенных Экибастуза и Кузбасса (в среднем от 1000 до 1500 км, по Колосовскому). Основной проблемой угольной генерации Урала является перманентно протекающий процесс замещения угольного топлива природным газом на части угольных ТЭС и вероятность сохранения этой тенденции при существующем уровне цен на природный газ. Обратный переход угольных электростанций ‑ с природного газа на уголь ‑ практически невозможен, поскольку потребует значительных затрат, прежде всего на восстановление системы подготовки угля к сжиганию, складской инфраструктуры и реконструкцию железнодорожных подъездных путей. Удельные капитальные затраты, связанные с таким переходом, могут составить около 100 долл./кВт установленной мощности ТЭС. Специфической проблемой угольной генерации Урала является необходимость замещения импортных высокозольных углей на кузнецкие угли с соответствующей модернизацией котельного оборудования для повышения эффективности существующих угольных энергоблоков. Следует отметить, что в 2009 г. ОГК-5 начало процесс замещения экибастузских углей на Рефтинской ГРЭС на кузнецкие угли марки СС, использование которых впервые за многие годы составило 1,2 млн т. (надо сказать спасибо итальянским инвесторам ”Enel” )
Западная Сибирь. Угольные электростанции этого региона располагаются в непосредственной близости от запасов качественных энергетических углей Кузбасса и в максимальной степени защищены от негативного воздействия большинства перечисленных выше системных факторов, за исключением физического и морального старения генерирующих мощностей.
Кроме необходимости коренной модернизации генерирующего оборудования с целью повышения его эффективности до экономически обоснованного уровня, проблемой угольной генерации в Западной Сибири является ограниченность пропускной способности межсистемных связей между энергосистемами этого региона и Урала, которая сдерживает дальнейшее развитие угольной генерации Западной Сибири.
Восточная Сибирь и Дальний Восток. Технический уровень угольных электростанций, в основном ГРЭС, расположенных в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, существенно выше, чем в среднем по стране, вследствие более поздних сроков ввода их в эксплуатацию. Угольные электростанции располагаются в непосредственной близости от мест добычи углей и вырабатывают наиболее дешевую электроэнергию среди российских угольных электростанций, тем не менее, она вынуждена конкурировать с дешевой электроэнергией сибирских гидроэлектростанций. На Дальнем Востоке угольное топливо конкурирует также с природным газом, вытесняющим уголь на ряде угольных ТЭЦ Хабаровского края. А скоро пойдет процесс в Иркутской области (после разработки Ковыкты), Приморском крае (с достройкой 2-ой очереди ВСТО, заполнения газопровода с Сахалина). Из-за отсутствия мощных высоковольтных линий связи между энергосистемами невозможна масштабная передача электроэнергии за пределы Восточной Сибири, в том числе на экспорт в КНР.
Таким образом, современное состояние угольной генерации отражает тенденцию непрерывного уменьшения удельного веса угля в производстве топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) и электроэнергии, который достиг к настоящему времени 13% и 18% соответственно. Такое состояние является результатом системного воздействия следующих факторов:
Конкуренции с дешевым природным газом и гидроэнергией, приводящей к уменьшению загрузки или полной ликвидации мощностей угольной генерации;
Политика «Газпрома», который как госкомпания удерживает внутренние цены на низком уровне + Госполитика на продолжение газификации (Восточная Сибирь и Дальний Восток);
Географической отдаленности мест добычи угля от районов его интенсивного потребления, что обусловливает высокий уровень транспортных затрат на его доставку;
Физического и морального старения генерирующего оборудования и инфраструктуры угольных электростанций, что снижает эффективность использования угольного топлива;
Недостаточного развития межсистемных линий передач электроэнергии, препятствующего развитию угольной энергетики отдельных регионов страны.
Государство, в т.ч. через «Газпром» имеет большую долю в куче энергетических компаний (см. рис. 5). Понятно, что они будут скорее лоббировать развитие газовой генерации. Угольщики владеют единичными электростанциями (разве что СУЭК купил половину ТГК-12 Кузбассэнерго).
Рис. 5. Структура генерирующих мощностей российской электроэнергетики (2010) в ГВт
Дальнейшее развитие угольной генерации зависит от ценовой политики в отношении природного газа и транспортных тарифов, цены и качества угля, а также перспектив внедрения чистых угольных технологий.