Стратегия внутреннего сжигания

Высокая доля газа в энергобалансе страны несколько лет назад была объявлена одной из преград на пути к "инновационному и эффективному энергетическому сектору". Способ ее преодоления, предусмотренный в Энергетической стратегии России,— увеличение доли угля. Но попытки сделать уголь экологически приемлемым топливом делают электроэнергию слишком дорогой. Поэтому в межтопливной конкуренции газ по-прежнему оставляет углю мало шансов.

Надежда Петрова

Когда закончится газ

Сам по себе отказ от экологически чистого и эффективного топлива, каким является газ, ради заведомо грязного и менее эффективного угля кажется странным, но теоретическое обоснование у него имеется. Энергетическая концепция, принятая за основу во времена позднего СССР, предполагала, что газовая генерация — это быстрый способ ликвидировать отставание в энергетике. За полтора десятка лет активного использования газа в электроэнергетике предполагалось восполнить дефицит атомной генерации и создать новые технологии использования угля, позволяющие получить от него по возможности большую отдачу с меньшим ущербом для окружающей среды.

Теория временного перевода электроэнергетики на газ получила название "газовой паузы". Но пауза затянулась, и закончиться ей мешает сразу несколько факторов. Во-первых, технологий сжигания угля, которые позволяли бы ему успешно конкурировать с газом, так и не появилось. Во-вторых, единства во взглядах на вопрос, в пользу какой энергетики следует распрощаться с газом — угольной или, может быть, атомной — или вовсе обратиться к альтернативным источникам энергии,— больше не стало. А главное — газ, на сегодня составляющий 70% в топливном балансе теплоэлектростанций (ТЭС), закончится в природе куда позже, чем могли себе представить советские экономисты.

"Газа в России хватит на долгие десятки лет,— говорит Сергей Вакуленко, управляющий директор IHS CERA.— Есть вопрос, где взять средства на освоение новых месторождений или других горизонтов существующих месторождений, потому что сейчас "Газпром" в основном добывает сеноманский газ с мелких горизонтов, а ачимовские пласты, которые глубже, в разработке дороже. Но газа очень много. С газом проблемы нет никакой".

В том, что проблемы действительно нет, и в ближайшие годы не предвидится, убеждает и опубликованное BP в начале июня "Статистическое обозрение мировой энергетики". Согласно этим данным, соотношение доказанных запасов и годовой добычи (R/P) газа в РФ равно 76 (отметим, речь идет только о тех запасах, которые могут быть извлечены "при существующих экономических и технологических условиях", а эти условия со временем могут и измениться). Угля, конечно, больше — для него этот коэффициент равен 495, а нефти меньше: ее разведанных извлекаемых запасов в РФ при сохранении нынешних темпов добычи хватит всего на 20,6 года.

Но нефть (точнее, мазут) используется преимущественно как резервное топливо на угольных и газовых станциях, и в топливном балансе на них приходится всего 1,7%. А вот альтернативы газу в виде угля, атома и воды (а в отдаленной перспективе и других возобновляемых источников энергии) достаточно интересны. Только, откровенно сказать, дороги. Тогда как природный газ, как отмечает директор технического департамента НП "Совет производителей энергии" Виктор Грицына, позволяет производить электроэнергию дешевле, чем в других странах, "что обеспечивает конкурентные преимущества многим отраслям российской промышленности".

Угроза национальной безопасности

Документы, принимавшиеся правительством РФ на разных этапах его существования, полностью отражают трудности выбора между стратегиями.

В 2006 году, руководствуясь лозунгами модернизации ТЭКа и просто желанием заработать ("Неразумно использовать газ в горниле промышленности и энергетики — выгоднее продавать его на экспорт за $250, чем сжигать внутри страны по $40",— писал журнал "Нефтегазовая вертикаль"), "газовую паузу" торжественно похоронили. Владимир Путин, в ту пору президент РФ, объявил, что сажать "всю экономику страны на один энергоноситель недопустимо с точки зрения национальной безопасности". Хотя, строго говоря, газ не является однозначно доминирующим энергоносителем: в структуре установленных мощностей электроэнергетики (включая гидроэлектростанции) на него приходится 47%.

Тем не менее принятая в начале 2008 года Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года обещала устойчивое снижение доли газа (до 56,4% к 2020 году) в топливном балансе теплоэлектростанций при интенсивном (до 39,5%) росте доли угля и росте доли теплоэлектростанций в общем производстве электроэнергии. При этом абсолютный объем потребления угля должен был увеличиться в 2,3 раза, а газа — всего на 20% (считалось, что в целом установленные мощности теплоэнергетики вырастут на 127,9 ГВт, то есть на 89% по отношению к 2008 году). Одновременно предполагался стремительный рост мощностей атомной и гидроэнергетики: к 2020 году планировалось ввести 32,3 ГВт на АЭС — это в 1,3 раза больше уже существующих — и 25,9 ГВт — на ГЭС (рост на 57%).

Спустя два года концепция изменилась. В июне 2010 года правительство одобрило корректировку Генеральной схемы, заодно расширив горизонт прогнозирования до 2030 года. Этот документ (впрочем, после доработки в Минэнерго он уже почти год находится на утверждении в правительстве) зафиксировал происшедшую смену приоритетов — с диверсификации топливного баланса на банальную экономическую эффективность.

Новая Генсхема ориентирована уже не на ускоренное развитие ГЭС, АЭС и угольных ТЭС, а на оптимальное использование имеющихся мощностей. Это непосредственно сказалось на соотношении потребления угля и газа на электростанциях.

В базовом варианте Генеральная схема предполагает, что доля угля в структуре топливного баланса электростанций к 2030 году вырастет только до 32%. В максимальном варианте, правда, предусмотрен рост до 37%, но он рассчитан на ситуацию, "когда будут исчерпаны прогнозные ресурсы природного газа для электростанций". "В этом случае дальнейший прирост потребности в электроэнергии будут обеспечивать угольные ТЭС",— поясняет гендиректор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ) Игорь Кожуховский.

Легкий выбор

В теории выбор топлива для ТЭС обусловлен несколькими критериями, в их числе текущая и прогнозируемая стоимость его покупки, включая транспортировку, стоимость оборудования для его сжигания, эксплуатационные затраты в течение срока работы ТЭС, необходимые инвестиции в оборудование для очистки продуктов сгорания и экологические платежи.

Уголь проигрывает газу практически по всем статьям. За одним исключением: иногда тянуть газопровод бывает все-таки слишком дорого. С этим связано и существующее географическое распределение: в европейской части страны больше используют газ, а в азиатской — уголь. Причина тривиальна: в Сибири, которая снабжается углем Кузбасса, просто дорого тянуть газопроводы. В свою очередь, вести уголь из восточных районов России в европейскую часть — недешевое удовольствие. "Уголь как топливо дешевле газа в расчете на калорию, только если у вас хорошая логистика",— подчеркивает господин Вакуленко.

При этом строительство угольных электростанций существенно сложнее газовых из-за необходимости разгрузки и складирования угля, его подготовки к сжиганию (размола), применения специальных мер и оборудования для очистки от окислов серы, для улавливания пыли и ее складирования на золоотвалах, рассказывает господин Грицына. По его словам, в результате стоимость угольной и газовой ТЭС может разниться в полтора-два раза.

Будучи существенно дороже, угольные электростанции проигрывают газовым в эффективности. Электрический коэффициент полезного действия угольных ТЭС существенно меньше, чем газовых. На 2008 год средний КПД ТЭС на газе составлял 34%. КПД современных паротурбинных электростанций составляет 40-42%. Похожие показатели дают уже устаревшие газовые электростанции на паросиловых блоках. Однако замена паросиловых блоков на парогазовые повышает КПД с 40 до 60% и более. А на угольных электростанциях прирост КПД в результате модернизации "относительно небольшой при значительно большей цене оборудования", констатирует господин Кожуховский.

И, наконец, серьезной проблемой угольных станций остаются золошлаковые отходы (ЗШО): расходы на их содержание могут составлять до 7% в себестоимости производимой энергии. По данным, которые приводились в начале июня на организованной АПБЭ конференции по использованию ЗШО, их объем в РФ достиг уже 1,5 млрд тонн, а площадь — 28 тыс. га. За год действующие угольные станции дают еще 27,5 млн тонн отходов. Теоретически их можно утилизировать полностью (используя, в частности, в дорожном строительстве и производстве стройматериалов), но на практике используется лишь 8% ежегодного выхода ЗШО. По отрасли в целом годовые затраты на содержание вновь образующихся отходов (транспортировка их от станции до золошлакового отвала, аренда земли, эксплуатация, экологические платежи) составляют более 14 млрд руб. При этом больше половины существующих отвалов или переполнены, или близки к этому, а строительство каждого нового, даже если для этого есть подходящие земельные участки, требует инвестиций в размере до 4 млрд руб.

На этом проблемы угольных станций не заканчиваются: содержание серы в их выбросах выше, чем у газовых станций. Примерно на 50-70% больше и выход углекислого газа, создающего парниковый эффект. Бороться с этими проблемами можно. В Германии, к примеру, в 2008 году была запущена угольная станция, практически не дающая выхлопов в атмосферу: образующийся углекислый газ сперва сжижается, а затем закачивается под землю, на глубину более 1 км. Понятно, что стоимость строительства и эксплуатации такой станции выше обычной. Дешевое топливо оборачивается большими затратами, которые сводят на нет первоначальное ценовое преимущество.

Вечные альтернативы

У атомных станций, в отличие от тепловых, проблем с углекислым газом нет в принципе. Даже радиационный фон вокруг атомных станций меньше, чем вокруг угольных: угольная сажа содержит радиоактивные вещества в мизерных количествах, но долгие годы работы ТЭС делают свое дело: накапливаясь, сажа создает радиационный фон.

Ядерное топливо на порядки более калорийное, чем уголь или газ, поэтому себестоимость производства электроэнергии на АЭС в России вдвое меньше, чем на тепловых электростанциях. Кроме того, в России уже почти четыре десятилетия работают так называемые атомные электростанции-бридеры, в которых ядерное топливо не только сжигается, но и производится, что еще более удешевляет топливный цикл. Недостатком АЭС является высокая стоимость строительства: она в два-три раза выше, чем стоимость угольной электростанции.

Еще один важный фактор: ущерб от аварий на АЭС не идет ни в какое сравнение с ущербом от аварий на станциях, использующих другие энергоносители. Разрушение реактора в Чернобыле еще можно было списать на техническое несовершенство станции и человеческий фактор. Но недавние события на японской станции "Фукусима" показали, что даже современные реакторы беззащитны перед стихией. Выступая в середине июня на саммите Global Energy and Climate, вице-президент Shell Грем Суинней, заявил, что ожидает сокращения популярности атомной генерации во всем мире и к 2015 году период избыточного предложения природного газа закончится за счет роста спроса на сжиженный газ со стороны быстрорастущих экономик.

Крупные гидроэлектростанции дают дешевую электроэнергию, но также требуют и больших вложений на этапе строительства — оно занимает длительное время и примерно в два раза дороже, чем строительство угольной ТЭС. Да и считать их совершенно безобидными тоже нельзя, хотя гидроресурсы — экологичный возобновляемый источник энергии. При постройке гидроэлектростанций возводятся плотины. Если строительство ведется на равнине, то при этом затапливаются значительные площади земель, а если плотина строится в горах, есть опасность, что в случае ее разрушения (в результате землетрясения или теракта) водяной вал снесет многие дома и сооружения вниз по течению.

А альтернативная энергетика пока не получила в России такого распространения, как в других странах. К примеру, геотермальные источники используются практически только на Камчатке для отопления и производства электроэнергии для жилых домов, хотя, как указывает эксперт, в Исландии на геотермальной электроэнергии даже работает алюминиевый завод.

Ветряные электростанции — такие крупные, как строят в Дании или Германии (3-4 МВт),— по стоимости самих электрогенераторов сравнялись с угольными ТЭС. Правда, теперь их устанавливают в море, чтобы не занимать земли. Необходимость строить морские платформы и прокладывать кабели для доставки электроэнергии на сушу возвращает стоимость ветряных электростанций к исходной точке — они снова примерно в два раза дороже угольных.

Но вклад ветряных электростанций в российскую энергетику скорее символический: при установленной мощности около 16,5 МВт их суммарная выработка не превышает 25 млн кВт ч в год (общий объем производства электроэнергии в РФ — более 1 трлн кВт ч). Ветер — явление нерегулируемое.

Впрочем, руководитель энергетической программы "Гринпис Россия" Владимир Чупров убежден, что развитию альтернативной энергетики в России мешают не климатические условия, а политические. Так, по его словам, после декабрьского выступления Владимира Путина в Хабаровске, в котором премьер сообщил, что от ветряков "такая вибрация, даже червяки на поверхность вылезают", для представителей ветровой индустрии "были закрыты вообще все двери".

Другой пример. В Берлине солнечных дней меньше, чем в Москве, но это не мешает Германии реализовывать проект "100 тысяч солнечных крыш", и в одном только 2010 году в ФРГ было установлено солнечных батарей на 7,4 ГВт мощностей. Для сравнения: установленная мощность всех энергоблоков на АЭС России — 24,2 ГВт.

Электрогенерация, основанная на возобновляемых источниках энергии — энергии солнца, ветра, воды, геотермальной энергии и т. п., была бы, по мнению господина Чупрова, предпочтительнее: в ней нет топливного цикла, соответственно, нет вредных продуктов горения, и нет нужды ради добычи полезных ископаемых разрушать ландшафты и вторгаться в новые экосистемы. Кроме того, "альтернативная энергетика является в основном децентрализованной", а ее развитие могло бы привести к настоящему "инновационному толчку".

"В нашем правительстве это не хотят понимать,— сетует господин Чупров,— в то время как мир идет по сценарию "Газ плюс ВИЭ" (возобновляемые источники энергии)".

Мировой опыт

Цифры из доклада BP подтверждают отмеченную представителем "Гринпис Россия" тенденцию: установленные мировые мощности солнечных и ветряных электростанций растут как на дрожжах — первых в 2010 году стало больше на 72,6%, вторых — на 24,6%. Лидерами являются страны Евросоюза: на них приходится 74,5% мировых мощностей солнечной генерации (в целом по ЕС — 29,6 ГВт, в 2010 год рост составил почти 82%) и 43,9% ветряных энергоустановок (87,6 ГВт, рост на 14,5%).

Быстрый рост наблюдается и в США — 53% и 14,5% соответственно. По расчетам Минэнерго США, к 2035 году суммарные мощности альтернативной энергетики в стране удвоятся (с 47 ГВт до 100 ГВт), а производство электроэнергии с использованием возобновляемых источников, включая гидроэнергетику, увеличится на 69%. И это несмотря на очевидную дороговизну.

Стоимость 1 кВт ч солнечной энергии с учетом предоставляемых производителям налоговых льгот прогнозируется в диапазоне от 21 до 31 цента, ветряной — от 10 центов для наземных станций до 24 центов для морских; оценка для угольной генерации — от 9,5 до 13,6, для атомной — 11,39, а для газа — от 6,6 до 12,5 цента/кВт ч (для станций, вводимых в 2016 году). Но традиционная энергетика, по всей видимости, не сможет похвастаться такими темпами роста, как альтернативная — выше среднего уровня в США будет расти только газовая генерация. Производство электроэнергии в этом секторе вырастет к 2035 году на 38% при общем росте производства на 29%. Доля угля, составляющего основу американской электроэнергетики, будет медленно сокращаться (с 44% до 42%) — не в последнюю очередь из-за растущих расходов на экологическую безопасность.

Далеко до победы

"Газ, безусловно, имеет экологические преимущества перед атомной, угольной, мазутной генерацией",— признает господин Чупров: газовая генерация не дает радиоактивных отходов, в отличие от атомной и угольной энергетики, у нее нет таких больших выбросов серы, как в угольной генерации, и нет выбросов золы уноса, соответственно, нет и микрочастиц, влияющих на бронхолегочную систему человека. Газовые ТЭС, естественно, оказывают тепловое воздействие на окружающую среду, дают выбросы углекислого газа и в некоторой степени соединений серы, но их влияние на экологию "наверное, самое низкое" после альтернативной энергетики.

Но что не менее важно: использование газа, по сути, остается простым выходом из ситуации, когда темпы ввода энергомощностей (в последнее десятилетие они составляют в среднем 1,9 ГВт в год) не покрывают даже необходимость выводить из эксплуатации устаревшее оборудование (6-7 ГВт ежегодно). Так что в ближайшие годы доля газа будет расти. Согласно уже заключенным договорам, из 24,1 ГВт мощностей теплоэлектростанций, модернизацию и ввод которых планируется осуществить до 2019 года, 19 ГВт приходится на парогазовые блоки. Однако за этим горизонтом перспективы газовых теплоэлектростанций не столь определенны. Даже новая, не утвержденная пока Генеральная схема-2030 предполагает снижение доли ТЭС на газе в структуре установленной мощности с 47,2% до 43,1%. Но, похоже, не потому, что газа мало. Просто очень много угля. А экологически чистой угольная генерация в России станет еще очень не скоро: во всех договорах на поставку мощности, касающихся угольных ТЭС, планируется использовать устаревшие технологии.