ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Предлагаем вашему вниманию некоторые материалы этого заседания.

В докладе “Проблемы и перспективы использования угля в электроэнергетике России”, сделанном директором ВТИ, чл.-кор. РАН Г. Г. Ольховским, отмечалось, что уголь является вторым важнейшим топливом для российской энергетики. Доля его в топливном балансе электроэнергетики составляет 28%. Ежегодно на ТЭС сжигается 115 млн. т каменных и бурых углей. На угольных электростанциях, суммарная мощность которых составляет более 52 млн. кВт, вырабаты-

структуры топливного баланса российских электростанций с увеличением в нем доли угля.

Для топливообеспечения угольных электростанций сейчас характерны, в частности:

невысокое качество многих углей: зольность выше 40% (25% углей), теплота сгорания меньше 12,5 МДж кг (3000 ккал кг) (19%), общее количе- ство балласта в угле (примерно пополам порода и влага) достигает 55 млн. т;

удаленность основных центров угледобычи от центров потребления электроэнергии.

Для нужд электроэнергетики потребуется за 10 лет почти удвоить добычу угля. Доля угля в топливном балансе ТЭС возрастет до 34 – 35%, а его количество до 125 млн. т в условном исчислении.

В России наиболее продуктивные месторождения угля – Кузнецкие и Канско-Ачинские – расположены на юге Центральной Сибири. Угли этих месторождений малосернистые. Стоимость их добычи невелика. Однако зона их применения ограничивается в настоящее время из-за высокой стоимости транспорта по железной дороге.

Для расширения использования этих углей целесообразно совершенствовать технологию и регулировать условия их железнодорожной перевозки, разрабатывать альтернативные методы транспортирования угля: по воде, по трубопроводам, в обогащенном состоянии и т.д. Достижению этой цели способствовали бы также развитие электроэнергетики вблизи угольных разрезов и выдача

электроэнергии в отдаленные энергодефицитные районы, например на Урал, как это предполагалось в свое время со строительством ВЛ и электростанций при участии угольных компаний.

По стратегическим соображениям в европейской части России необходимо сохранить добычу какого-то количества энергетических каменных углей наилучшего качества и в наиболее продуктивных шахтах, даже если это потребует государственных дотаций.

Использование угля на электростанциях в традиционных паровых энергоблоках коммерчески эффективно сегодня и будет эффективно в обозримом будущем.

В России уголь сжигается на конденсационных электростанциях, оснащенных энергоблоками 150, 200, 300, 500 и 800 МВт, и на многочисленных ТЭЦ с котлами производительностью до 1000 т ч.

Несмотря на невысокое качество углей и нестабильность их характеристик при поставке, на отечественных угольных блоках вскоре после их освоения были достигнуты высокие технико-эко- номические и эксплуатационные показатели.

В последние годы угольные блоки работают в переменном режиме с глубокими разгрузками или остановами на ночь. Приемлемая экономичность сохраняется на них при разгружении до

Nýë = (0,4 0,5)Níîì.

Хуже обстоит дело с защитой окружающей среды. На российских угольных ТЭС нет действующих систем сероочистки дымовых газов, нет каталитических систем их очистки от NОõ. Установленные для золоулавливания электрофильтры, как правило, недостаточно эффективны; на котлах производительностью до 640 т ч широко используются разные еще менее эффективные циклоны и мокрые аппараты.

Между тем для будущего тепловой энергетики ее гармонизация с окружающей средой имеет важнейшее значение. Наиболее трудно достичь ее при использовании в качестве топлива угля, содержащего несгораемую минеральную часть и органи- ческие соединения серы, азота и других элементов, образующих после сгорания угля вредные для природы, людей или строений вещества.

При нормировании выбросов ТЭС государство ограничивает их уровнем, который не вызывает необратимых изменений окружающей среды или здоровья людей, способных негативно влиять на условия жизни нынешнего и будущих поколений. Определение этого уровня связано со многими неопределенностями и в большой степени зависит от технических и экономических возможностей, так как неразумно жесткие требования могут привести к увеличению затрат и ухудшить хозяйственное положение страны.

С развитием технологий и укреплением экономики возможности уменьшения выбросов ТЭС расширяются. Правомерно поэтому говорить (и стремиться!) к минимальному технически и экономически мыслимому воздействию ТЭС на окружающую среду и идти для этого на увеличенные затраты, однако такие, при которых обеспечивается еще конкурентоспособность ТЭС.

На электростанциях регламентируются выбросы в атмосферу газообразных оксидов серы и азота и твердых частиц (зола).

Для обеспыливания выбрасываемых в атмосферу дымовых газов используются сравнительно недорогие освоенные и эффективные электриче- ские и тканевые фильтры. Характерные для российской энергетики трудности с электрофильтрами могут быть устранены путем оптимизации их размеров и конструкции, совершенствования систем питания и автоматизации управления работой фильтров.

Для снижения выбросов в атмосферу оксидов азота используются, прежде всего, технологиче- ские мероприятия. Они заключаются в воздействии на процесс горения путем изменений конструкции и режимов работы горелок и топочных устройств и создания условий, при которых образование оксидов азота невелико или невозможно.

В котлах, работающих на канско-ачинских углях, с их помощью можно снизить концентрации оксидов азота до 200 – 250 мг м3, на каменных кузнецких углях – до менее 350 мг м3.

Особенно трудно снизить образование NОõ при сжигании малореакционного топлива в котлах с жидким шлакоудалением, в них можно обеспечить концентрации NОõ äî 500 – 700 ìã ì3.

Приведенные цифры характеризуют достигнутый сегодня научно-технический уровень и могут быть сейчас реализованы при разработке новых котлов. При дальнейшем развитии методов сжигания углей и топочных устройств возможно их уменьшение в 1,5 – 2 раза.

Для очистки дымовых газов от оксидов азота нашла применение технология их селективного некаталитического восстановления (СНКВ), отработанная на угольном котле производительностью 420 т ч Тольяттинской ТЭЦ, где было достигнуто снижение выбросов NОõ в 2 раза. Она в сочетании

ñтехнологическими методами может быть применена при техническом перевооружении угольных электростанций. На ТЭС с котлами, работающими

ñжидким шлакоудалением, это обеспечит выбро-

ñû NÎõ на уровне 300 – 350 мг м3.

С помощью освоенных в настоящее время технологий возможна экономически приемлемая очи- стка продуктов сгорания сернистого топлива с улавливанием 95 – 98% SO2.

В нашей стране была отработана и промышленно эксплуатировалась установка производительностью 500 103 ì3 ч, реализующая аммиачносульфатную технологию сероочистки, в которой в качестве сорбента используется аммиак, а побоч- ный продукт (товарный сульфат аммония) является ценным удобрением.

При действующих в России нормативах связывание 90 – 95% SO2 необходимо при использовании топлива с приведенной сернистостью S 0,15 %·кг МДж. При сжигании мало- и среднесернистого топлива (S 0,05 %·кг МДж) можно использовать менее капиталоемкие технологии.

В качестве основных направлений дальнейшего повышения эффективности угольных ТЭС в настоящее время рассматриваются:

повышение параметров пара по сравнению с освоенными 24 МПа, 540 540°С при одновременном совершенствовании оборудования и систем паровых электростанций;

разработка и совершенствование перспективных ПГУ на угле;

совершенствование и разработка новых систем очистки дымовых газов.

Технико-экономические показатели, которые рассматриваются при этом в качестве целей такого развития в США, приведены в таблице.

Всестороннее совершенствование схем и оборудования позволило без изменения параметров пара повысить КПД угольных энергоблоков сверх-

КПД в реальных проектах на каменном угле до 46 – 47%. Удорожание электростанций с крупными (600 – 800 МВт) блоками вследствие использования при повышенных параметрах более дорогих материалов (например, аустенитных труб пароперегревателей) сравнительно невелико. Оно составляет 3 – 5%. Однако даже такое удорожание окупается лишь при высоких ценах на уголь.

Работы над суперкритическими параметрами пара, начатые в середине прошлого века в США и

СССР, нашли в последние годы промышленную реализацию в Японии и странах Западной Европы с высокими ценами на энергоносители.

Проработки энергоблока с суперкритическими параметрами пара (30 МПа, 600 600°С), организованные в нашей стране, подтвердили реальность

создания такого блока мощностью 300 – 600 МВт с КПД около 46% уже в ближайшие годы.

Повышение экономичности достигается не только за счет повышения параметров пара (их вклад составляет около 5%), но и – в большей степени – вследствие повышения КПД турбины (4,5%) и котла (2,5%) и совершенствования станционного оборудования с уменьшением характерных для его работы потерь.

Проработки традиционного блока 200 МВт для Харанорской ГРЭС показали, что при использовании технологий, которыми сегодня располагают отечественные заводы, мощность без увеличения расхода пара может быть увеличена до 225 МВт, а расчетный КПД нетто может составить 41 – 41,5% при сохранении давления пара (14 МПа) и повышении температуры перегрева с 540 до 565°С.

Значительная часть достижений, обеспечивших такое повышение экономичности, может быть реализована и на действующих ТЭС.

Еще в 1955 г. К. Раковым в ВТИ были проработаны возможности создания котла с параметрами пара 30 МПа, 700°С. Сегодня реализация таких параметров стала на Западе практической задачей. Прорабатываются новые стали и сплавы, новые конструкции котлов и турбин, технологии изготовления (например, сварки) и новые тесные компоновки с целью уменьшения потребности в наиболее дорогих материалах и удельной стоимости блоков без снижения показателей надежности и эксплуатационных показателей, характерных для современных паровых энергоблоков.

Отечественным машиностроительным заводам необходимо в инициативном порядке разрабатывать учитывающие эти тенденции технические решения по повышению параметров пара и использованию новых материалов, а также реализовывать мероприятия, направленные на повышение надежности и экономичности энергоблоков.

Для реализации новых конструкций и повышенных параметров необходимы изменение хозяйственной конъюнктуры и поддержка государства. Им способствовало бы углубление заводских проработок угольных энергоблоков будущего, предложения заводов о поставке оборудования на ТЭС собранными и испытанными на заводах крупными модулями с максимально возможным контролем за качеством, а также разработка и осуществление привлекательных схем финансирования.

Уже сейчас при реконструкции энергоблоков мощностью 300 МВт с заменой исчерпавших ресурс высокотемпературных узлов целесообразно повышать температуру перегрева пара до 565°С, на которую эти энергоблоки в свое время проектировались, и включать в объем работ возможно большее число перспективных мероприятий.

Применение технологии сжигания твердого топлива в циркулирующем кипящем слое (ЦКС) позволяет существенно улучшить экономические и экологические показатели ТЭЦ.

Основными преимуществами технологии ЦКС являются: возможностъ эффективного сжигания низкокалорийного, высокозольного топлива, а также топлива с малым выходом летучих и шлакующего топлива; высокая эффективность связывания оксидов серы (более 90%) путем подачи известняка в топку и малые выбросы оксидов азота (менее 300 мг м3) без использования специальных средств азотоочистки; возможность сжигания топлива различного качества в одном и том же котле; упрощенная схема подготовки топлива (дробление).

В итоге котлы с ЦКС при условии выполнения жестких норм на выбросы являются вполне конкурентоспособными применительно к блокам 200 МВт и меньшей мощности при сжигании многих видов топлива России.

Технология ЦКС особенно эффективна при сжигании топлива, требующего применения серо- и азотоочистки, а также при использовании низко-

калорийного топлива. В России этим условиям отвечают 256 котлов (из них 140 паропроизводительностью 200 – 240 т ч), размещенных на 40 электростанциях. В первоочередной реконструкции нуждаются 56 котлов (из них 30 паропроизводительностью около 200 т ч).

Целесообразно также разрабатывать котлы с ЦКС для энергоблоков 300 – 500 МВт на сверх- и суперкритические параметры пара.

Использование новых технологий и оборудования с параметрами и показателями, соответствующими современному уровню техники, должно стать нормой при техническом перевооружении ТЭС. Недопустимо использовать на ГРЭС принятые в проектах 20 – 30-летней давности котлы и турбины.

Необходимо сформулировать требования к ка- честву, экономическим и экологическим показателям поставляемого на ТЭС РАО “ЕЭС России” оборудования (что-то вроде фирменного стандарта) и жестко добиваться их выполнения, так как сейчас в каждом конкретном случае находятся “особые” обстоятельства (задел, сроки, стоимость, вкусы) для принятия неэффективных решений.

Если отечественные заводы не смогут обеспе- чить эти требования, возможно проведение тендеров с участием инофирм.

Разработанные ВТИ технические требования к угольному блоку на суперкритические параметры мощностью 550 МВт показали, что отечественные заводы готовы его изготовить. Основные техниче- ские решения по котлу и турбине прорабатывались и были согласованы с ЗиО и ЛМЗ.

Несмотря на уже достигнутые успехи и имеющиеся перспективы дальнейшего совершенствования паровых энергоблоков, термодинамические выгоды от комбинированных установок настолько велики, что развитию ПГУ на угле также необходимо уделять внимание.

Для их реализации возможны газификация под давлением и прямое сжигание угля в кипящем слое под давлением (КСД) в высоконапорном парогенераторе (ВПГ).

Учитывая умеренное содержание серы в наиболее перспективных отечественных углях и прогресс, достигнутый в экономических и экологиче- ских показателях традиционных пылеугольных энергоблоков, с которыми должны будут конкурировать эти ПГУ, главными основаниями для их разработки являются возможность достижения более высокой тепловой экономичности и меньшие трудности с выводом из цикла СО2 в случае, если это понадобится (см. далее). Помня о сложности ПГУ с газификацией и высокой стоимости их разработки и освоения, в качестве конечных целей целесообразно принять КПД ПГУ на уровне 55%, удельную стоимость, равной 1 – 1,05 стоимости угольного блока, выбросы SO2 è NOõ менее или

равными 20 млн – 1 и частиц не более 10 мг м3. Достижение их требует дальнейшего развития элементов и систем ПГУ.

Значительное снижение удельной стоимости ТЭС с ПГУ с газификацией угля возможно при увеличении производительности и единичной мощности оборудования, а также с повышением освоенности технологии.

Достоинствами ПГУ с КСД являются полное (с КПД 99%) сгорание различных сортов угля, высокие коэффициенты теплопередачи и небольшие поверхности нагрева, низкие (до 850°С) температуры горения, и вследствие этого, небольшие (менее 200 мг м3) выбросы NОõ, отсутствие шлакования, возможность добавки в слой сорбента (известняка, доломита) и связывание в нем 90 – 95% содержащейся в угле серы. Высокий КПД (40 – 42% в конденсационном режиме) достигается в ПГУ с КСД при умеренной мощности (электрическая мощность примерно 100 МВт) и докритических параметрах пара.

Вследствие небольших размеров котла и отсутствия сероочистки площадь, занимаемая ПГУ с КСД, невелика. Возможна блочно-комплектная поставка их оборудования и модульное строительство с уменьшением его стоимости и сроков.

Для России ПГУ с КСД перспективны прежде всего для технического перевооружения угольных ТЭЦ на стесненных площадках, на которых трудно расположить необходимое природоохранное оборудование. Замена старых котлов на ВПГ с ГТУ позволит также улучшить экономичность этих ТЭЦ и увеличить на 20% их электрическую мощность.

Технология ПГУ с КСД проще и более привыч- на для энергетиков, чем газификационные установки, представляющие собой сложное химиче- ское производство. Возможны различные комбинации обеих технологий. Целью их является упрощение систем газификации и очистки газов, уменьшение характерных для них потерь, с одной, и повышение температуры газов перед турбиной и газотурбинной мощности в схемах с КСД, с другой стороны.

Некоторая сдержанность общественности и отражающих ее настроения экспертов и правительств в оценке перспектив широкого и долговременного использования угля связана с растущими выбросами СО2 в атмосферу и опасениями, что эти выбросы могут вызвать глобальные изменения климата, которые будут иметь катастрофические последствия. Обсуждение основательности этих опасений (их не разделяют многие компетентные специалисты) не является предметом доклада. Однако на случай, если они окажутся правильными, создание конкурентоспособных ТЭС (или энерготехнологических предприятий), работающих на

ствия Правительства по реализации эффективных и экологически чистых угольных технологий и энергетических объектов, правительственные и законодательные меры, создающие благоприятные условия для проведения этой работы.

Многое может сделать для себя самой энергомашиностроительная промышленность, развивая экспорт своей продукции и создавая за счет этого накопления для ее технического совершенствования и повышения качества. Последнее является важнейшим условием долговременной стабильности и процветания.

Важнейшую роль в развитии угольной электроэнергетики должны играть исследования с целью совершенствования известных и разработки новых технологий производства электроэнергии и тепла.

В первую очередь необходимы:

физическое и математическое моделирование, исследования и отработка процессов и устройств на стендах и в реальных топках при пылевом сжигании и сжигании углей в кипящем слое для обеспечения полного сжигания, снижения вредных выбросов, уменьшения загрязнения и шлакования котельных поверхностей;

расширение регулировочного диапазона и совершенствование пусковых режимов угольных энергоблоков;

разработка и освоение эффективных природоохранных технологий;

разработка и освоение в изделиях новых материалов;

исследования циклов и схем и разработка профиля оборудования для перспективных паровых энергоблоков на параметры пара 35 МПа, 700 – 750°С и ПГУ с газификацией углей, в том числе многоцелевых с производством водорода и

использованием топливных элементов, технологий с “нулевыми” выбросами (в том числе и СО2).

Средства, выделяемые для этих исследований в последние годы ничтожны, а их организация оставляет желать много лучшего. В итоге из страны, разрабатывавшей технологии, мы превращаемся в страну, потребляющую их.

Техническая политика, организация фундаментальных и прикладных исследований в энергетике, создание объектов для демонстрации новых технологий и оборудования должны стать государственным делом. Необходимо резко увеличить прямые инвестиции из бюджета и создать условия для привлечения к выполнению исследований в энергетике частных средств. Государство должно активно участвовать в определении направлений научно-исследовательских работ и в руководстве ими, стимулировать использование перспективных технологий и оборудования, разделять связанные с ними риски.

Выводы из доклада заключаются в том, что остро необходимо техническое перевооружение отечественной угольной теплоэнергетики с использованием передовых технологий и природоохранного оборудования.

Важны разработка и освоение этих технологий и оборудования, а также создание силами отечественных предприятий ближнего задела в области паровых угольных энергоблоков с повышенными параметрами пара экономическими и экологиче- скими показателями и ПГУ на угле.

Решение долговременных задач устойчивого развития национальной экономики требует скоординированных на государственном уровне научнотехнических усилий, должным образом организованных и финансируемых.

В докладе “Позиционирование пылеугольных электростанций и поставщиков угольной продукции для ТЭС на рынках энергетических углей” кандидата эконом. наук Кожуховского И. С. (Департамент экономической политики КЦ РАО “ЕЭС России”), докторов эконом. наук Эдельмана В. И. и Говсиевича Е. Р., кандидата эконом. наук Селиверстовой О. Д., инженера Векслера Ф. М. (НИИЭЭ), кандидата эконом. наук Алешинского Р. Е. (НЦ “Экономики ТЭК”) были представлены некоторые аспекты проблем, возникающих во взаимоотношениях поставщиков (угольных компаний) и потребителей (ТЭС) угольной продукции на рынках энергетиче- ских углей.

Разработке методических положений по определению границ товарных рынков, в данном слу- чае рынков энергетических углей, предшествует определение следующего базового понятия: “Что

включает в себя “рынок энергетических углей для ТЭС”? При анализе состояния конкурентной среды на товарных рынках используется термин “релевантный рынок”, который, обладая прикладным значением, применяется для обозначения границ, до которых простираются возможные экономиче- ские эффекты антиконкурентной деятельности или сделок, приводящих к росту экономической концентрации. Релевантный рынок – это выявление границ экономической деятельности поставщиков и потребителей конкретного товара, в данном случае, поставщиков угольной продукции и ТЭС (группы ТЭС), потребляющей данный уголь.

При разработке методических положений по определению границ рынков энергетических углей для ТЭС учитывались принципиальные особенности систем топливообеспечения и топливоиспользования пылеугольных электростанций:

низкая степень взаимозаменяемости угольной продукции, обусловленная уникальностью теплотехнических характеристик разных марок угля, на сжигание которых запроектировано котельное оборудование;

продуктовые границы рынка энергетических углей конкретной ТЭС, определяемые совокупностью различных вариантов структуры взаимозаменяемых углей;

отсутствие понятия “географические границы рынка” – вместо него используется понятие “экономические границы рынка”, определяемые на основе критерия суммарных затрат на топливообеспечение и топливоиспользование (цена угля на условиях “франко-станция отправления” + стоимость транспортирования угля + стоимость использования угля на ТЭС), а также соответствия технологическим требованиям и экологическим ограничениям;

товарный рынок энергетического угля, представляющий собой рынок конкретной ТЭС (число ТЭС определяет число рынков), однако в отдельных случаях некоторые ТЭС могут быть объединены в группу (рынок группы ТЭС).

В рамках разработанных методических положений использованы следующие определения.

Проектный уголь – уголь, на сжигание которого запроектировано основное и вспомогательное котельное оборудование ТЭС при ее строительстве; расчетный уголь – уголь проектной марки и расчетных теплотехнических характеристик, для сжигания которого проведена модернизация котельного оборудования ТЭС; технологически взаимозаменяемые угли – угли, теплотехнические характеристики которых соответствуют технологи- ческим параметрам котельного оборудования, что позволяет (без проведения реконструктивных работ) использовать их без существенного снижения эффективности производства энергии и нанесения ущерба оборудованию ТЭС; технологически не взаимозаменяемые угли – угли, сжигание которых на ТЭС требует реконструктивных работ основного и вспомогательного котельного оборудования, в противном случае приводит к существенному снижению эффективности производства энергии и нанесению значительного ущерба оборудованию ТЭС; потенциально взаимозаменяемые угли – технологически взаимозаменяемые угли, ресурсная база которых характеризуется наличием свободных объемов предложения; потенциально взаимозаменяемые угли с учетом экологического фактора –

потенциально взаимозаменяемые угли, использование которых на ТЭС удовлетворяет экологиче- ским ограничениям; фактически взаимозаменяемые угли – потенциально взаимозаменяемые угли с учетом экологического фактора, использование которых на ТЭС соответствует экономическим критериям.

Технологическая взаимозаменяемость – взаимозаменяемость углей, учитывающая технологи-

ческие требования; экологическая взаимозаменяемость – взаимозаменяемость углей, учитывающая экологические ограничения; экономическая взаимозаменяемость – взаимозаменяемость углей, учитывающая экономическую эффективность.

Продуктовые границы рынка – группа взаимозаменяемых и расчетных углей, использование которых на ТЭС удовлетворяет условиям технологической взаимозаменяемости; экономические границы рынка – группа взаимозаменяемых углей, использование которых на ТЭС удовлетворяет условиям технологической, экологической и экономической взаимозаменяемости.

Базовый вариант топливообеспечения – вариант топливообеспечения ТЭС с использованием технологически взаимозаменяемых углей в базовом (отчетном) году; альтернативный вариант топливообеспечения – вариант топливообеспече- ния ТЭС, предусматривающий использование фактически взаимозаменяемых углей.

Анализ рынков энергетических углей и определение их основных характеристик позволяют оценить степень монополизированности данных рынков (уровень монополизма поставщиков угольной продукции) (ðèñ. 1).

К количественным характеристикам рынков энергетических углей, показывающим принадлежность к определенному типу рынка (высоко-, умеренно- и низкоконцентрированный), относятся:

1.Число поставщиков угольной продукции на данном рынке энергетических углей.

2.Доли поставщиков угольной продукции в общем объеме поставок угля на данном рынке энергетических углей.

3.Коэффициент рыночной концентрации (CR) – показатель, с помощью которого измеряется концентрация рынка

n

CRi qi2 ,

i 1

ãäå ÑRi – коэффициент концентрации i-го числа компаний; qi – доля продаж i-й компании в общем объеме товарного рынка.

Как правило, на практике используют коэффициент концентрации трех (ÑR3), четырех (ÑR4),

шести (ÑR6), восьми (ÑR8), десяти (ÑR10), двадцати пяти (ÑR25) крупнейших продавцов. Индекс

концентрации имеет несколько недостатков. Он не учитывает разницы между отраслями, в которых одна компания доминирует на рынке, и теми, в которых несколько крупных компаний делят его относительно поровну. Так, рынок, на котором одна компания контролирует 77%, а остальные 23 – по 1%, будет иметь такой же коэффициент концентрации четырех компаний, как и рынок, где пять компаний контролируют по 20% каждая.

4. Индекс Герфиндаля – Гиршмана (ÍÍI) – это сумма квадратов долей, занимаемых на рынке всеми действующими на нем продавцами. Данный

Показатели рыночной концентрации: коэффициент рыночной концентрации; индекс Герфиндаля-Гиршмана

показатель наиболее адекватная характеристика уровня монополизации рынка. Чем больше значе- ние ÍÍI, тем более влиятельны крупные компании. В зависимости от значений коэффициентов концентрации и индексов Герфиндаля – Гиршмана выделяют три типа рынков: I тип – высококонцентрированные рынки (70% < ÑR3 < 100%, 2000 < < ÍÍI < 10 000); II тип – умеренноконцентрированные рынки (45% < СR3 < 70%, 1000 < ÍÍI < < 2000); III тип – низкоконцентрированные рынки (ÑR3 < 45%, ÍÍI < 1000).

Применение показателя 1 носит ограниченный характер, однако в условиях рынка энергетиче- ских углей конкретной ТЭС, для которого характерно незначительное число действующих рыноч- ных субъектов, его применение оправдано.

В соответствии с Федеральным законом РФ “О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках” от 22 марта 1991 г. ¹ 948 – 1; изменениями и дополнениями от 24 июля 1992 г. ¹ 3119 – 1, от 15 июля 1992 г. ¹ 3310 – 1; законами от 25 мая 1995 г. ¹ 83-ФЗ, от 6 мая 1998 г. ¹ 70-ФЗ доминирующим признается положение хозяйствующего субъекта, доля которого на рынке определенного товара составляет 65% и более, за исключением тех случаев, когда хозяйствующий субъект докажет, что, несмотря на превышение указанной величины, его положение на рынке не является доминирующим. Доминирующим также признается положение хозяйствующего субъекта, доля которого на рынке определенного товара составляет от 35 до 65%, если это установлено антимонопольным органом, исходя из стабильности доли хозяйствующего субъекта на рынке, относительного размера рыночных долей, принадлежащих конкурентам, и других критериев, характеризующих данный товарный рынок.

Показатели рыночной концентрации позволяют определить степень концентрации на рынках энергетических углей.

Результатом исследования конкретного рынка энергетических углей являются сводная оценка его развитости (неразвитости) и определение типа рынка, на основании чего формируется перечень мер и мероприятий, направленных на оздоровление рыночной ситуации (снижение степени монополизации исследуемого рынка).

Íà ðèñ. 2 представлен порядок определения продуктовых границ рынков энергетических углей (формирования товарной группы взаимозаменяемых и расчетных углей).

Определение продуктовых границ рынков энергетических углей требует проведения исследований по следующим направлениям:

анализ рынка поставщиков угольной продукции; определение углей проектной марки и расчет-

ного качества (в дальнейшем расчетные угли); определение взаимозаменяемых углей; формирование на базе расчетных и взаимоза-

меняемых углей продуктовых границ рынка энергетических углей товарной группы.

Действующая практика строительства пылеугольных ТЭС такова, что их оборудование рас- считывается на сжигание определенных углей (обычно одной марки) с учетом их запасов и комплекса теплотехнических свойств. Эксплуатационный срок службы энергетического оборудования составляет 100 000 ч, т.е. около 12 лет, однако на практике при действующей системе капитальных ремонтов срок службы оборудования большинства электростанций России более 30 лет. Иногда в те- чение этого срока происходит исчерпание запасов проектного (расчетного) угля или изменение его теплотехнических характеристик.

Следует отметить, что уголь проектной марки не всегда является расчетным топливом, а уголь

непроектной марки – невзаимозаменяемым. В некоторых случаях угли проектной марки, но ухудшенного качества не являются взаимозаменяемыми и, напротив, – угли непроектной марки, но имеющие аналогичные теплотехнические характеристики, могут оказаться взаимозаменяемыми.

Предварительное формирование групп технологически взаимозаменяемых углей производится экспертами-технологами, а окончательное решение принимается после проведения опытных сжиганий различных видов твердого топлива, включая испытания и длительную проверку основного и вспомогательного котельного оборудования.

Специфика определения взаимозаменяемости (исходя из особенностей процесса сжигания топлива) угольной продукции для ТЭС представлена на ðèñ. 3.

Формирование группы взаимозаменяемых углей проводится с учетом технологических особенностей котельного оборудования ТЭС (технологи- ческая взаимозаменяемость). При этом подобрать уголь по всем качественным показателям аналогичный расчетному, как правило, не представляется возможным. Поэтому, несмотря на принципиальную технологическую совместимость взаимоза-

Взаимозаменяемость углей для ТЭС

Экологическая Социальные аспекты

Транспортные

издержки

Прибыль от реализации Экономическая

Расход топлива продукции (стоимость

использования угля на ТЭС)

меняемых углей, их использование может приводить к ухудшению технико-экономических показателей или снижению надежности работы основного и вспомогательного котельного оборудования ТЭС.

Важным элементом принятия решения о взаимозаменяемости углей является их проверка на экологическую взаимозаменяемость, при анализе которой необходимо учитывать не только экологи- ческие, но и социальные и политические аспекты (например, региональная администрация может возражать против ухудшения экологической обстановки в регионе).

Для окончательной оценки возможности использования взаимозаменяемых углей (их сочетаний) в качестве альтернативного варианта углеобеспечения осуществляется проверка их соответствия экономическому критерию (экономическая взаимозаменяемость) – снижению прибыли ТЭС при альтернативном варианте не более чем на 10% по сравнению с базовым вариантом (экспертная оценка, основанная на принципе возможного незначительного ухудшения технико-экономических показателей ТЭС при использовании альтернативных углей).

Таким образом, процедура формирования группы фактически взаимозаменяемых углей состоит из четырех этапов:

1)определение технологически взаимозаменяемых углей;

2)определение потенциально взаимозаменяемых углей (технологически взаимозаменяемых углей, ресурсная база которых характеризуется наличием свободных объемов предложения);

3)определение потенциально взаимозаменяемых углей, удовлетворяющих экологическим ограничениям;

4)определение фактически взаимозаменяемых углей (потенциально взаимозаменяемых углей с

учетом экологического фактора, удовлетворяющих условию экономической эффективности).

Первые три этапа не подлежат жесткой формализации, так как заключаются в проведении тех- нико-технологических, маркетинговых и админи- стративно-организационных мероприятий. В свою очередь, четвертый этап по определению экономи- ческих границ угольного рынка ТЭС является экономической задачей, реализуемой с помощью методических положений, разработанных в НИИЭЭ.

Следует отметить, что в рамках данной методики показатель суммарных затрат, кроме издержек на приобретение угольного топлива (на условиях “франко-склад ТЭС”), учитывает также издержки на его использование на ТЭС, а именно затраты на разгрузку, складирование и подачу угля, на ремонт систем топливоподачи и пылеприготовления, прочих элементов основного и вспомогательного котельного оборудования, на золоулавливание и золоудаление, хранение золы, экологические платежи и др.

Изменение прибыли при переходе от базового к альтернативному варианту угольного топлива определяется формулой (1)

ãäå Ð – изменение стоимости реализованной электро- и теплоэнергии при переходе от базового к альтернативному варианту угольного топлива, млн. руб. в год; Ç – суммарное изменение затрат на производство электроэнергии и отпуск теплоэнергии при переходе от базового к альтернативному варианту угольного топлива, млн. руб. в год.

Изменение стоимости (миллионы рублей в год) реализованной электро- и теплоэнергии при переходе от базового к альтернативному варианту угольного топлива определяется формулой (2)

(Ý ÀÒ ýÀ Ý ÁÒ ýÁ Q ÀÒ òÀ Q ÁÒ òÁ ) 10 3 ,

ãäå ÝÀ, ÝÁ, QÀ, QÁ – отпуск электроэнергии и теплоэнергии при альтернативном и базовом варианте угольного топлива соответственно; Ò ýÀ , Ò ýÁ, Ò òÀ ,

TòÁ – тариф на отпуск электроэнергии и теплоэнер-

гии при альтернативном и базовом варианте угольного топлива соответственно.

Изменение суммарных затрат на отпуск электро- и теплоэнергии при переходе от базового к альтернативному варианту угольного топлива определяется формулой (3)

ãäå Çïð , Çòð, Çèñï – изменение затрат на покупку (на условиях “франко-станция отправления”), на

транспортировку до ТЭС, на использование угольного топлива на ТЭС при переходе от базового к альтернативному варианту угольного топлива соответственно.

Изменение затрат на покупку угольного топлива (на условиях “франко-станция отправления”) при переходе от базового к альтернативному варианту угольного топлива

ãäå ÑïðÀ , ÑïðÁ - стоимость 1 т угольного топлива (на

условиях “франко-станция отправления”) при альтернативном и базовом варианте угольного топлива соответственно; ÂóãÀ , ÂóãÁ – расход условного

топлива при альтернативном и базовом варианте угольного топлива соответственно.

Изменение затрат на транспортировку угольного топлива на ТЭС при переходе от базового к альтернативному варианту угольного топлива

ãäå ÑòðÀ , ÑòðÁ – стоимость транспортировки 1 т уго-

льного топлива при альтернативном и базовом варианте угольного топлива соответственно.

Изменение затрат на использование угольного топлива на ТЭС при переходе от базового к альтернативному варианту угольного топлива

ãäå Ç1 – изменение затрат на разгрузку, складирование и подачу угольного топлива при переходе от базового к альтернативному варианту угольного топлива; Ç2 – изменение затрат на ремонт систем разгрузки, складирования и подачи угольного топлива; Ç3 – изменение затрат на ремонт основного и вспомогательного котельного оборудования; Ç4,Ç5 – изменение затрат на золоулавливание и ремонт систем золоулавливания; Ç6, Ç7 – изменение затрат на золоудаление и ремонт систем золоудаления; Ç8 – изменение затрат на хранение золы;Ç9 – изменение затрат на плату за выбросы золы;Ç10 – изменение затрат на плату за выбросы SO2 везде при переходе от базового к альтернативному варианту угольного топлива.

На основании экспертных оценок специалистов в области топливообеспечения и топливоиспользования были выявлены электростанции РАО “ЕЭС России”, которые могут испытывать (с наибольшей вероятностью) злоупотребления доминирующим положением поставщиков угольного топлива. Данные ТЭС сгруппированы по энергозонам России.

К рассмотрению приняты 27 из почти 160 электростанций, которые используют около 40% твердого топлива, сжигаемого на ТЭС РАО “ЕЭС России”, и расположены в 13 из 90 существующих региональных энергообъединений как дефицитных, так и избыточных по запасам энергетических углей:

ОЭС Востока: Благовещенская ТЭЦ и Райчи- хинская ГРЭС Амурэнерго; Сахалинская ГРЭС Сахалинэнерго; Амурская ТЭЦ-1, Биробиджанская ТЭЦ, Хабаровская ТЭЦ-3 Хабаровскэнерго; Магаданская ТЭЦ Магаданэнерго; Чульманская ГРЭС и Нерюнгринская ГРЭС Якутскэнерго; Владивостокская ТЭЦ-2 Дальэнерго.

ОЭС Сибири: Барнаульская ТЭЦ-3 Алтайэнерго; Улан-Удэнские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 Бурятэнерго; Назаровская ГРЭС, Красноярские ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-3, Минусинская ТЭЦ, Канская ТЭЦ Красноярскэнерго; Новосибирская ТЭЦ-3 Новосибирскэнерго; ОАО “Гусиноозерская ГРЭС”; ОАО “Березовская ГРЭС”, ОАО “Красноярская ГРЭС-2”, ОАО “Харанорская ГРЭС”.

ОЭС Центра, ОАО “Рязанская ГРЭС”.

ÎÝÑ Северо-Запада, Северодвинская ТЭЦ-1 Архэнерго.

ОЭС Северного Кавказа, ОАО “Новочеркасская ГРЭС”.

На рассматриваемых электростанциях вместо 15 расчетных марок топлива фактически сжигалось 27. При этом на 12 ТЭС (ТЭС Красноярскэнерго и др.) сжигалось преимущественно по одному виду угля, а на остальных ТЭС – в среднем по три-четыре. Максимальное число марок угля было использовано на Рязанской и Гусиноозерской ГРЭС – восемь и девять соответственно.

При этом на основании проведенного анализа в большинстве случаев одна из сжигаемых марок угля является доминирующей (ее доля превышает 50 – 60%). Даже тогда, когда доля одного поставщика угля на ТЭС не превышает 50%, при суммировании объемов поставок двух (трех) самых крупных поставщиков эта величина превышает 75%. Данная оценка позволяет сделать вывод о том, что рынки энергетических углей рассматриваемых ТЭС высоконцентрированные, что особенно характерно для Амурской ТЭЦ-1, Биробиджанской ТЭЦ, Хабаровской ТЭЦ-3, Владивостокской ТЭЦ-2, Гусиноозерской ГРЭС.

Следует отметить, что на пылеугольных ТЭС отсутствуют площади и оборудование для смешения углей. Для получения однородной (гомогени-

зированной) угольной массы, состоящей из различных углей, необходимо использование специальных углесмесительных комплексов, что в текущих условиях функционирования ТЭС России не представляется реальным. Поэтому при вынужденном сжигании нескольких марок угля на ТЭС в лучшем случае имеет место их попеременное сжигание, что не позволяет добиться получения гомогенизированной массы – обязательного условия устойчивой работы всех систем котельного оборудования.

Технологические и ресурсные возможности замещения углей, фактически используемых на ТЭС, другими – близкими по теплотехническим характеристикам марками углей – и соответствие их режимам функционирования основного и вспомогательного котельного оборудования крайне ограничены. Так, для ТЭС Красноярскэнерго, большинство котлов которых работает с жидким шлакоудалением, и для федеральной Березовской ГРЭС, спроектированной и использующей один из самых дешевых и специфичных углей – березовский, не представляется возможным подобрать взаимозаменяемые угли по теплотехническим показателям. Аналогичная ситуация наблюдается и для ряда других электростанций: Новосибирской ТЭЦ-3, Барнаульской ТЭЦ, Улан-Удэнских ТЭЦ и др.

Для ТЭС, на которых были выбраны взаимозаменяемые угли по теплотехническим характеристикам, их доли в структуре твердого топлива оказались незначительными (не более 20 – 30%). Поэтому концентрация рынков энергетических углей практически не меняется, т.е. они остаются высококонцентрированными (монопольными).

Представленные в настоящем докладе результаты исследований концентрации рынков энергетических углей показали, что в условиях доминирования поставщиков угольной продукции требуется разработка экономико-правовой процедуры доказательства и элиминации злоупотреблений доминирующим положением поставщиков твердого топлива на рынках энергетических углей для пылеугольных электростанций, которая позволит оптимальным образом решать возникающие конф-

целом выпало из сферы интересов бизнеса и государства как в области создания отечественных чи- стых угольных технологий и оборудования, так и в области увеличения добычи угля, повышения ка- чества, стабилизации и даже снижения по мере роста объемов продаж его стоимости.

Последнее зависит, в частности, и от устранения доминирования некоторых поставщиков энергетических углей для угольных ТЭС. В условиях реформирования и децентрализации управления в электроэнергетике встречный процесс активной монополизации рынков энергетических углей будет способствовать наращиванию цен на уголь и тем самым противодействовать повышению его конкурентоспособности по отношению к газу.

Экономическая эффективность добычи углей Канско-Ачинского и Кузнецкого бассейнов на юге Центральной Сибири для многих районов России сводится на нет, вследствие высокой стоимости их транспорта по железной дороге. Это делает необходимым использование в энергетических целях местных углей, а также проведение технико-эко- номической оптимизации различных вариантов транспорта угля и электроэнергии в современных условиях с учетом требований рынка.

Общепризнанные и освоенные в мировой практике перспективные технологии производства электроэнергии на твердом топливе: сжигание угля в циркулирующем кипящем слое (ЦКС) и кипящем слое под давлением (КСД), газификация угля с использованием угольного газа в ПГУ, переход на суперсверхкритические (ССКД) параметры пара: 30 МПа и 600 650°С, в России отсутствуют даже в виде пилотных или опытно-промышлен- ных установок.

Вопросы защиты окружающей среды являются наиболее актуальными при расширении использования угля в электроэнергетике. В настоящее время на российских ТЭС практически отсутствуют установки очистки уходящих газов котлов от оксидов серы и азота. Основными способами являются некаталитические и режимные методы снижения NОõ и использование малосернистых углей. Степень очистки газов от пыли во многих случаях не превышает 95%. В Экологической программе ОАО РАО “ЕЭС России” (рассмотрена на НТС в апреле 2004 г.) отмечается возможность дополнительного сокращения выбросов в атмосферу загрязняющих веществ к 2010 г. почти на 1,2 млн. т год несмотря на предстоящее увеличе- ние доли угля в топливном балансе ТЭС. Аналогичный вывод сделан и в отношении парниковых газов на перспективу до 2010 – 2015 гг. Эти выводы подлежат детальному обоснованию при оценке экологических последствий крупномасштабного вовлечения угля в электроэнергетику России.

Принимая во внимание сказанное, а также большую инерционность и капиталоемкость процес-

сов вовлечения угля в топливный баланс ТЭС, затрагивающих интересы электроэнергетики, угольной промышленности, энергомашиностроения и других отраслей, следует констатировать их общую неготовность к практическому осуществлению задач по значительному увеличению использования угля на российских ТЭС.

Это обстоятельство с учетом роста цен и ограничений поставок газа для ТЭС может затормозить выполнение стратегических задач по развитию экономики России, в том числе и удвоению в предстоящее десятилетие российского ВВП, а проблема увеличения использования угля в электроэнергетике и совершенствования на этой основе топливного баланса ТЭС является важнейшим элементом обеспечения надежности и безопасности энергоснабжения страны.

Формулирование и всесторонний анализ конкретных организационных, научно-технических и экономических задач, а также выработка механизма их решения, являются необходимой предпосылкой создания в ближайшие годы положительной динамики увеличения производства электроэнергии на твердом топливе на базе высокоэффективных экологически чистых угольных технологий.

В их число целесообразно было бы включить следующие стратегические программные задачи.

Участие государства, энергомашиностроительных фирм и электроэнергетических компаний в финансировании на паритетной основе демонстрационных проектов угольных ТЭС с применением новейших экологически чистых угольных технологий, в том числе разработка эффективных схем финансирования создания и внедрения нового оборудования и разделения рисков, связанных с его использованием.

Формирование на правовой основе устойчивых в долгосрочном плане источников финансирования НИОКР, инвестиций и льгот для технического перевооружения угольных ТЭС на базе экологиче- ски чистых угольных технологий, в том числе инвестиционной составляющей в тарифе, налоговых льгот на поставку нового оборудования, льготной системы страхования рисков и т.п.

Возобновление работ в отраслевых и академи- ческих институтах, на предприятиях энергомашиностроения в области создания чистых угольных технологий с учетом результатов, достигнутых в мировой практике, включая сотрудничество с оте- чественными и зарубежными фирмами и компаниями. Продолжение разработки проектов перспективных угольных блоков на суперсверхкритиче- ские параметры пара с минимальными вредными выбросами и использованием минимума дорогих материалов, проектов новых технологий сжигания твердого топлива (малотоксичные горелки, котлы с ЦКС, газификация углей и сжигание угольного газа под давлением и т.д.).

Ускорение проработки и согласования на уровне ТЭС, генерирующих компаний и РАО “ЕЭС России” конкретных вопросов проектирования и финансирования первоочередных объектов техни- ческого перевооружения, включенных в “Программу обновления объектов электроэнергетики на период до 2010 г. и с прогнозной оценкой до 2015 г.”, в том числе таких электростанций, как Назаровская, Каширская, Троицкая, Приморская, Черепетская, Новочеркасская, Шатурская, Рязанская, Харанорская, Несветай ГРЭС и других.

Организация взаимодействия электроэнергетики, угольной промышленности, газовой промышленности, энергомашиностроения и Российской Академии наук в области совершенствования топливного баланса российских ТЭС и повышения эффективности топливоиспользования в электроэнергетике. Концентрация усилий и решение на основе этого взаимодействия таких проблем, как повышение конкурентоспособности угольной энергетики, использование новых технологий добычи, транспорта и обогащения углей, создание угольно-энергетических комплексов, внедрение эффективных методов увеличения добычи угля до заданных Энергетической стратегией уровней, стандартизация и повышение качества углей, исследование влияния цены и качества на техникоэкономические и экологические показатели угольных ТЭС, организация конкурентного рынка энергетических углей.

Подготовка доклада Правительству РФ об отставании России в области энергетического использования угля и мерах, необходимых для его преодоления, в частности по вопросам координированного управления и финансирования предлагаемых мер.

Организация разработки под эгидой Министерства промышленности и энергетики России дополнений и уточнений Энергетической стратегии на период до 2020 г. в части совершенствования топливного баланса электроэнергетики с долговременной ориентацией его на использование отечественных углей.

Проведение комплексной экономической и экологической экспертизы эффективности увеличе- ния доли твердого топлива в топливном балансе российских ТЭС. Определение реальной потребности электроэнергетики в различных углях на период до 2020 г., а также допустимой степени снижения использования природного газа с учетом экологии, надежности и особенностей ценообразования на электроэнергию и тепло.

Придание определенности процессу выхода на рекомендованные в Энергетической стратегии уровни соотношения цен газ уголь, в том числе по срокам, создание механизма увязки этого процесса с тарифной политикой и преодоления монопольных тенденций в угольной промышленности.

Оптимизация транспортных потоков топлива и электроэнергии с учетом ожидаемого значительного увеличения поставок угля на электростанции в предстоящие 15 – 20 лет, оценка масштабов и стоимости развития в связи с этим электрических сетей и железнодорожного транспорта.

Повышение технического уровня, экономиче- ской и экологической эффективности действующих и перспективных угольных ТЭС. Обеспече- ние требуемых динамических и маневренных характеристик угольных энергоблоков, оснащение их системами автоматизации с целью привлечения к регулированию частоты и перетоков мощности. Разработка и реализация программы создания и освоения головных газоочистных установок для снижения выбросов золовых частиц, оксидов азота и серы.

Целевое участие ОАО “Инженерный центр ЕЭС” и региональных инженерных центров в формировании технической политики вновь создаваемых генерирующих компаний и бизнес-единиц ОАО РАО “ЕЭС России” и на ее основе инвестиционных программ технического перевооружения угольных ТЭС с применением новых чистых угольных технологий.

В этом плане в представленном ОАО “ВТИ” докладе “Проблемы и перспективы использования угля в электроэнергетике России” правильно ставятся многие вопросы этой сложной задачи и доклад может быть взят за основу при формировании программы совершенствования топливного баланса российских ТЭС.

НТС ОАО РАО “ЕЭС России”, НТС ОАО “ИЦ ЕЭС” и Научный совет РАН по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики РЕШИЛИ:

1.Считать неудовлетворительной проводимую

âотрасли работу по расширению использования твердого топлива в российской электроэнергетике. Слабое внимание к угольной тематике при формировании инвестиционных программ технического перевооружения морально и физически устаревших ТЭС, задержки в течение ряда лет строительства и освоения демонстрационных объектов с применением новых экологически чистых угольных технологий, свертывание из-за недостатка финансирования научно-исследовательских и проектных работ в этой области, а также неконкурентоспособность угля вызывают обеспокоенность в возможности реализации в предстоящие годы ключевого положения Энергетической стратегии России по увеличению доли угля в топливном балансе ТЭС. Рекомендовать руководителям и специалистам организаций электроэнергетики, угольной промышленности и энергомашиностроения для изменения сложившейся негативной ситуации сконцентрировать внимание на решении в ближайшие годы изложенных выше программных задач.

2. Принимая во внимание положение Энергетической стратегии России о доведении в предстоящие годы соотношения цен газ уголь до величи- ны 1,6 – 2,0 и уже начавшийся в 2003 – 2004 гг. процесс резкого повышения цен на газ, что в корне меняет экономическую ситуацию в ТЭК России, считать необходимым:

2.1.Просить Минпромэнерго России возобновить работу по дальнейшему уточнению и дополнению принятой Энергетической стратегии России на период до 2020 г., в том числе по выработке конкретных показателей увеличения использования угля в электроэнергетике. Оценить при этом влияние качества углей и стоимости их добычи и транспорта на эффективность производства электроэнергии и тепла;

2.2.Просить Российскую Академию наук, ОАО “Газпром”, ОАО РАО “ЕЭС России”, ведущие акционерные угледобывающие, углесбытовые и энергомашиностроительные компании с привлече- нием ИНЭИ РАН, ИНП РАН, ИСЭМ РАН, отраслевых научно-исследовательских и проектных институтов выполнить в 2004 – 2005 гг. комплексную экономическую и экологическую экспертизу стратегической целесообразности (необходимости) увеличения в условиях рынка доли твердого топлива в топливном балансе ТЭС России с уче- том социальных и технологических факторов, а также долгосрочной энергетической безопасности страны в целом и отдельных ее регионов;

2.3.Рекомендовать ОАО РАО “ЕЭС России” с привлечением ОАО “ЭНИН им. Г. М. Кржижановского”, ОАО “НИИЭЭ”, ИНЭИ РАН выполнить в 2004 г. прогнозные оценки увеличения на уровне 2010 – 2012 гг. тарифов на электроэнергию и тепло в результате опережающего повышения цен на газ по России в целом, европейской ее части и отдельным субъектам Российской Федерации с максимальным использованием природного газа. Охватить при этом ценовой диапазон по газу до

2.4.Рекомендовать ОАО РАО “ЕЭС России”, ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС”, НП “АТС”, ОАО “ФСК ЕЭС” с привлечением ОАО “Институт “Энергосетьпроект”, ОАО “ЭНИН им. Г. М. Кржижановского” выполнить в 2004 – 2005 гг. с учетом складывающейся ценовой конъюнктуры на газ и уголь и возрастанием конкурентоспособности угольных ТЭС прогнозные оценки на уровне 2010 – 2012 гг. структуры тепловой генерации на оптовом рынке электроэнергии (ОРЭ) по видам топлива, вытекающей из нее вероятной загрузки крупных ТЭС на газе и угле, а также изменений в связи с этим распределения потоков мощности и электроэнергии в системообразующих электрических сетях;

2.5.Рекомендовать ИНЭИ РАН с привлечением ОАО “ЭНИН им. Г. М. Кржижановского”, ОАО

“НИИЭЭ”, ИГД им. А. А. Скочинского РАН исследовать и обосновать в 2004 – 2005 гг. перспективную динамику роста соотношения цен газ уголь с учетом его влияния на уровень тарифов на электроэнергию и тепло. Результаты исследования направить в Минпромэнерго России;

2.6. Просить Минпромэнерго России, Федеральную антимонопольную службу России:

ограничить усиливающиеся монополистиче- ские тенденции на рынке энергетических углей, являющиеся следствием доминирующего положения на этом рынке отдельных поставщиков твердого топлива;

рассмотреть вопрос о возможности и целесообразности организации в ближайшие годы конкурентного рынка энергетических углей, что могло бы способствовать достижению ценового соотношения газ уголь в интервале 1,6 – 2,0 при меньших абсолютных значениях цен газа и угля;

2.7. Рекомендовать ОАО “НИИЭЭ” с участием филиала “Фирма ОРГРЭС” ОАО “ИЦ ЕЭС” и ОАО “ВТИ”:

продолжить в 2005 г. выполнение работы “Разработка предложений по регулированию договорных отношений на неконкурентных рынках угольного топлива для ТЭС ОАО РАО “ЕЭС России”;

обобщить реально имеющие место в практике поставки углей на ТЭС случаи злоупотреблений и несправедливой конкуренции, в том числе: установление монопольно высоких цен и их увеличе- ние в процессе реализации договоров, ухудшение качества поставляемого топлива, необоснованное ограничение объема поставок, отказы от заключе- ния договоров и выполнения уже заключенных договоров и другие;

разработать в рамках этой работы экономикоправовую процедуру доказательства наличия злоупотреблений доминирующим положением поставщиков твердого топлива на рынке энергетиче- ских углей.

3.Для обеспечения технологической готовности отрасли “Электроэнергетика” к наращиванию

âсоответствии с положениями Энергетической стратегии России мощностей в тепловой энергетике на твердом топливе за счет нового строительства и технического перевооружения действующих физически и морально устаревших пылеугольных ТЭС на базе высокоэффективных экологически чистых угольных технологий рекомендовать:

3.1.ОАО РАО “ЕЭС России”, ОАО-энерго, вновь создаваемым генерирующим компаниям ввести в свои инвестиционные программы техни- ческого перевооружения первоочередные демонстрационные энергообъекты с применением чистых угольных технологий, включенные в “Программу обновления ТЭС на период до 2010 г.” (разработана филиалом ОАО “ИЦ ЕЭС” “Институтом Теплоэлектропроект” в 2002 г.), в том числе на

Назаровской, Каширской, Рязанской, Троицкой, Приморской, Черепетской, Новочеркасской, Шатурской, Харанорской и Несветай ГРЭС;

3.2. ОАО “ИЦ ЕЭС”, региональным инженерным центрам с участием ОАО ”ВТИ”, ОАО “ВНИИЭ” и других отраслевых НИИ:

принять активное участие в формировании технической политики вновь создаваемых генерирующих компаний и бизнес-единиц ОАО РАО “ЕЭС России” по проблеме технического перевооружения действующих пылеугольных ТЭС с использованием чистых угольных технологий;

разработать и направить в 2005 г. предприятиям энергомашиностроения проекты технических требований к технологиям и оборудованию, которое отечественные котельные и турбинные заводы могли бы поставить для демонстрационных энергоблоков на базе чистых угольных технологий, включенных в “Программу обновления ТЭС на период до 2010 г.”;

активизировать в 2004 – 2005 гг. работы по созданию опережающих проектов (утверждаемой части) перспективных угольных блоков на ССКД параметры пара, а также на базе технологий ЦКС и КСД, газификации угля под давлением и сжиганием угольного газа в ПГУ. Представить разработанные проектные решения для рассмотрения на НТС инженерных центров и НТС ОАО РАО “ЕЭС России”, имея при этом в виду, что наличие таких проектов для конкретных электростанций позволит более точно оценить их экономическую эффективность и ускорит их реализацию;

3.3. ОАО РАО “ЕЭС России”, ОАО “ВТИ”, филиалу (“Институт Теплоэлектропроект”) ОАО “ИЦ ЕЭС”, ОАО “Мосэнерго”, Каширской ГРЭС совместно с заводами – изготовителями оборудования:

рассмотреть в 2004 г. и принять принципиальные решения по вопросам технического перевооружения энергоблока ¹1 Каширской ГРЭС, в том числе по выбору вида топлива и технологии его сжигания (рекомендуется кузнецкий тощий уголь и факельное сжигание угольной пыли), параметров пара (рекомендуются суперсверхкрити- ческие параметры 30 МПа и 600 620°С), оценке возможностей отечественного машиностроения по созданию и поставкам котельного и турбинного оборудования на рекомендуемые параметры пара, по проектам технических требований к оборудованию и технического задания на проектирование энергоблока и другим;

изучить возможность проведения в 2004 – 2005 гг. дополнительных мероприятий по модернизации основного и вспомогательного котельного и турбинного оборудования, смонтированного в ячейке блока ¹ 3 Каширской ГРЭС, имея в виду повышение температуры острого пара и пара промперегрева до первоначальных проектных ве-

личин 565 565°С, а также реализации разрабатываемого ОАО “ВТИ” для блоков СКД комплекса технических мероприятий с целью доведения КПД нетто до 42 – 43% при работе на кузнецком тощем угле;

3.4. ОАО “Институт “Энергосетьпроект” совместно с ОАО “ВТИ”, ОАО “ЭНИН им. Г. М. Кржижановского”, ИНЭИ РАН, ИНП РАН, ИСЭМ РАН провести исследования по выявлению перспективной потребности российских ТЭС в различных видах углей и вариантов оптимизации транспортных потоков электроэнергии и угля в связи с возможным значительным увеличением его поставок на угольные ТЭС в предстоящие 10 – 15 лет с оценкой развития электрических сетей и железнодорожного транспорта;

3.5. ОАО “ВТИ” совместно с ИГД им. А. А. Скочинского РАН подготовить предложения по разработке национального стандарта на энергетические угли, созданию новых материалов для перспективных энергоблоков, разработке компьютерных программ по оценке влияния качества углей и их стоимости на основные характеристики угольных ТЭС.

4. В целях повышения технического уровня действующих в ОАО РАО “ЕЭС России” пылеугольных ТЭС, снижения издержек при производстве электрической и тепловой энергии, привлечения их при необходимости к регулированию частоты и перетоков мощности в энергообъединении рекомендовать:

4.1. ОАО “ВТИ” совместно с заводами котельного и турбинного оборудования, филиалами (“Фирма ОРГРЭС” и “Институт Теплоэлектропроект”) ОАО “ИЦ ЕЭС”:

доработать применительно к энергоблокам СКД комплекс технических мероприятий, включа- ющий: повышение до проектных величин температуры острого пара и пара промперегрева, снижение гидравлических сопротивлений трактов острого пара, пара промперегрева и паропроводов отборов на регенерацию, температурных напоров в ПВД, расхода пара на калориферы, применение смешивающих ПНД, переход на дроссельное парораспределение ЦВД, реактивное облопачивание РВД и увеличенную высоту лопаток последней ступени РНД турбины, снижение температуры уходящих газов котла за счет дополнительного экономайзера подогрева конденсата турбины, повышение КПД насосов. Тиражировать после доработки этот комплекс мероприятий для внедрения на электростанциях в период капитальных и средних ремонтов;

подготовить в 2004 г. экономически обоснованные технические предложения по освоению на действующих энергоблоках СКД 300 – 800 МВт проектной температуры острого пара и пара промперегрева 565 565°С, обсудить эти предложения

на НТС ОАО РАО “ЕЭС России” с участием представителей электростанций и выработать меры по их дальнейшей реализации;

4.2.ОАО “НИИЭЭ” совместно с ОАО “ВТИ”, филиалом “Фирма ОРГРЭС” ОАО “ИЦ ЕЭС” и ОАО “ Инженерный центр энергетики Урала” обобщить технологические, экономические и экологические последствия длительного использования на ТЭС ОАО РАО “ЕЭС России” непроектных углей различных марок и разработать рекомендации по их замещению другими видами твердого топлива;

4.3.ОАО “ВТИ”, филиалу “Фирма ОРГРЭС” ОАО “ИЦ ЕЭС”, ОАО “ВНИИЭ”, ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС” c участием заводов – изготовителей котельного и турбинного оборудования осуществить в 2004 – 2005 гг. исследования динамических и маневренных характеристик с оценкой возможности участия в регулировании частоты и перетоков мощности в энергосистеме:

действующих пылеугольных энергоблоков ТЭС, работающих на различных углях;

перспективных угольных энергоблоков, использующих новые технологии;

вновь введенного в эксплуатацию котла со сжиганием угля в кипящем слое типа БКЗ-420-140кс на Барнаульской ТЭЦ-3 по мере завершения его освоения.

Разработать технические решения по системам автоматизации, реализующим эти возможности.

5. Принимая во внимание важность проблемы увеличения использования угля в топливном балансе электроэнергетики России и опираясь на Закон “Об электроэнергетике” от 26 марта 2003 г.

¹ 35-ФЗ (статья 21 п.1 и 2), считать целесообразным просить Правительство РФ:

определить федеральный орган исполнительной власти, ответственный за разработку программ перспективного развития электроэнергетики и контроль за их выполнением, и уполномочить его возглавить работу по совершенствованию структуры топливного баланса ТЭС, затрагивающую интересы электроэнергетики, угольной и газовой промышленности и энергомашиностроения;

определить порядок и условия строительства и финансирования демонстрационных объектов электроэнергетики, использующих новые энергетические технологии.

6.Рекомендовать ОАО “ВТИ” с участием ИГД им. А. А. Скочинского и филиала (“Институт Теплоэлектропроект”) ОАО “ИЦ ЕЭС” на основе выполненного доклада “Проблемы и перспективы использования угля в электроэнергетике России“ и рекомендаций настоящего протокола подготовить

â2004 – 2005 гг. детальную программу решения этой стратегической задачи в условиях реформирования ОАО-энерго и создания генерирующих компаний.

7.Считать необходимым направить материалы настоящего совместного заседания советов в Правительство РФ и просить его поручить Министерству экономического развития и торговли России, Министерству промышленности и энергетики России, Министерству природных ресурсов России подготовить специальный доклад по проблеме повышения конкурентоспособности и эффективности использования угля в электроэнергетике и мерах по преодолению отставания России в освоении чистых угольных технологий.