В СЕРЕДИНЕ АПРЕЛЯ ПРАВИТЕЛЬСТВО РФ ОДОБРИЛО ГЕНЕРАЛЬНУЮ СХЕМУ РАЗМЕЩЕНИЯ ЭНЕРГООБЪЕКТОВ В РОССИИ ДО 2020 ГОДА, СОГЛАСНО КОТОРОЙ В ТОПЛИВНОМ БАЛАНСЕ СТРАНЫ ДОЛЯ ГАЗА ДОЛЖНА СОКРАТИТЬСЯ С 68% ДО 50-57%. НА УРАЛЕ ВЫПОЛНИТЬ ЗАДАЧУ ПЛАНИРУЮТ ЗА СЧЕТ РАЗВИТИЯ УГОЛЬНОЙ, ТОРФЯНОЙ И АТОМНОЙ ГЕНЕРАЦИИ. ВПРОЧЕМ, ТОТАЛЬНОГО ПЕРЕХОДА НА АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ ГАЗУ ВИДЫ ТОПЛИВА ЖДАТЬ НЕ СТОИТ. КАК ПРИЗНАЮТ САМИ ЭНЕРГЕТИКИ, САМЫЕ РЕАЛЬНЫЕ ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ — У УГОЛЬНОЙ И ПАРОГАЗОВОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ.
Великий передел топливного баланса впервые был оглашен Анатолием Чубайсом в начале осени 2006 года. Позиция главы РАО ЕЭС объяснялась недвусмысленной политикой «Газпрома» по увеличению доли экспортируемого топлива при одновременной либерализации внутренних цен на газ.
По подсчетам энергомонополии, дефицит газа в России в 2007 году составит 4 млрд кубометров газа — такие цифры содержатся во впервые утвержденном правительством газовом балансе страны. К концу 2008 года он уже достигнет 8 млрд кубометров газа, а через несколько лет — 40 млрд кубометров. Что касается цены газа, то, по оценкам экспертов рынка, она вырастет в 2-2, 5 раза к 2011 году при росте цен на электроэнергию лишь в 1, 5 раза.
Этот прогноз уже частично подтверждается ситуацией на российской газовой бирже, запущенной в 2006 году. Она должна была обеспечить газом прежде всего энергетиков, которым не хватило поставок по лимитам. Но цены на биржевой газ с учетом транспортировки в среднем превысили цену, установленную Федеральной службой по тарифам, на 33-49%. Поэтому главными игроками на бирже стали не энергетики, а химики и металлурги, не столь чувствительные к цене на голубое топливо. Как поясняют сами энергетики, в тарифе на электроэнергию заложено 10% рентабельности. Поэтому газ, купленный на свободном рынке, часто оказывается экономически невыгодным, так как он на 35% дороже лимитного. Перспектива нехватки газа в сочетании с еще более высокими ценами на мазут (используется в теплогенерации) заставила энергетиков обратить внимание на иные источники энергии.
ТОРФЯНЫЕ МЕЧТЫ
В Уральском регионе замену газу начали искать с особым усердием. Так, в пригороде Екатеринбурга на месте коровника построили с применением энергосберегающих технологий жилой дом, часть энергоснабжения которого обеспечивается за счет энергии ветра и солнца. Правда, как признают сами домовладельцы, климатические условия на Урале таковы, что с помощью альтернативных источников энергии в лучшем случае обеспечивается 20-25% потребностей жильцов дома в электроэнергии.
Более реальными выглядят планы областных властей по использованию в качестве местного топлива для получения электроэнергии — торфа. Первым к развитию торфяной генерации в Свердловской области призвал глава областного правительства Алексей Воробьев. В сентябре 2006 года, выступая на круглом столе «Развитие уральской металлургии в свете промышленной политики России», он заявил металлургам, жаловавшимся на нехватку энергоресурсов: «Мы всю войну выстояли. И не было никакой единой энергетики! Не было газа. Торф тогда копали! И ТЭЦ им топили! А теперь — киловаттов им не хватает!».
Слова свердловского премьера оказались непустыми. Вскоре правительство региона разработало соответствующую областную программу по переводу котельных на использование местных видов топлива, в том числе торфа. На программу в 2006 году даже было выделено 30 млн руб. Впрочем, как отмечают в областном министерстве промышленности, процесс освоения средств идет медленно. Заявок на перевод муниципальных котельных с газа на торф или уголь не предоставил ни один город.
Но за эту идею тут же ухватились торфодобытчики. По их словам, перевести котельные на торф и переоснастить коммунальную ТЭЦ — проще простого. По их подсчетам, это обойдется не дорого — около 2 млн рублей. Главное, чтобы энергомощности находились в непосредственной близости от торфяного месторождения. Такую ТЭЦ в Пышминском районе Свердловской области присмотрело ОАО «Уральская торфяная компания». По словам заместителя главы района Алексея Абоскалова, местные залежи торфа не очень значительные, но это позволило бы 5-7 лет эксплуатировать ТЭЦ 6, 4 МВт на альтернативном топливе.
Кроме того, в течение отопительного сезона, как правило, стоимость угля, тарифы на грузоперевозки растут, торф же будет добываться на местном месторождении и затрат на его перевозку не потребуется. По данным свердловского министерства промышленности, стоимость торфа на 90% ниже, чем угля. А в Костромской области подсчитали, что перевод муниципальных котелен и ТЭЦ с угля и газа на торф позволит сэкономить областному бюджету 800 млн руб. в год.
Другой свердловский торфопереработчик — ООО «Призма» — пошел еще дальше и в конце прошлого года презентовал проект строительства торфяной теплоэлектростанции. И даже площадку нашли — на «борту» Кокшаровско-Комбаевского месторождения торфа, которое и разрабатывают в настоящее время. По словам генерального директора компании Владимира Лопатюка, электростанция мощностью 30-50 МВт может быть построена на месторождении торфа, общие запасы которого составляют порядка 45 тыс. тонн, что обеспечит топливом ТЭС более чем на 30 лет. По словам господина Лопатюка, запасов может хватить и на 100 лет, так как торф относят к возобновляемым полезным ископаемым. Стоимость строительства такой ТЭС оценивается в 1, 5-2 млрд рублей. «Такая теплоэлектростанция окупится через 5-7 лет, а валовый доход всего комплекса при полной мощности составит от 1, 2 млрд до 1, 8 млрд рублей в год», — говорит глава «Призмы».
Правда, для торфодобытчиков тема энергодефицита — предмет для спекуляции. Собственные энергомощности нужны, в первую очередь, им самим. Теплоэлектростанция позволит запустить целый комплекс по глубокой переработке торфа, а, следовательно, повысится добавленная стоимость их продукции. Используя теплоэнергию, можно производить специальные топливные мини-бруски, которыми в Европе топят электростанции и камины, и торфяные брикеты, которые можно использовать как топливо уже не только в коммунальном хозяйстве, но и на российских электростанциях. Такой брикет стоит гораздо дороже обычного кускового торфа, используемого на трех торфяных электростанциях России, — не 600-700 рублей за тонну, а порядка 1, 2 тыс. рублей.
Участники рынка отмечают, что генерация может стать весьма перспективным направлением развития торфяной промышленности. Но только в коммунальной энергетике. В ОАО «Русский торф» считают, что заменить тот же уголь на торф (если его придется транспортировать дальше, чем на 100 км), пока невозможно. Потому что с учетом затрат на перевозку цены на эти виды топлива будут фактически равными. Поэтому спрос даже на брикетированный торф вырастет еще очень не скоро — это вопрос, как минимум, десятилетия, отмечают в торфяной компании. Тем более что собственники котельных, ТЭЦ и электростанций в беседах с корреспондентом «BG» признались, что пока не видят смысла переоборудовать мощности под торф.
Интерес к торфу, как говорят и сами торфодобытчики, может обостриться только после того, как электростанции почувствуют острую нехватку традиционных видов топлива — газа и угля. И если запасов газа, по данным федерального правительства, хватит на 70 лет, то угля — на 500-600 лет.
СВЕТЛЫЙ ВЗГЛЯД НА УГОЛЬ
Другое дело угольная генерация. Стоит отметить, что электростанции, использующие уголь, на Урале есть. По данным Института энергетики Урала, доля угольной генерации сегодня занимает порядка 16, 4% от общего объема мощностей в регионе. Она практически не изменялась с 1990-х годов, когда правительство страны взяло курс на повальную газификацию. Газ считался лучшим топливом, так как его проще транспортировать и использовать. В частности, при создании газовой генерации не требуется строительства отвалов для хранения золы. Теперь же, в связи с перспективами по снижению доли газа в общем топливном балансе страны, энергетики снова обратили внимание на угольные ГРЭС.
В частности, о своих планах по строительству энергоблоков, работающих на угле, заявила ОАО «Первая генерирующая компания» (ОГК-1). Новые мощности на твердом топливе в 330 МВт она намерена построить на ВерхнеТагильской ГРЭС. Сегодня доля газа в топливном балансе ОГК-1 составляет 90% выработки электроэнергии, в то время как в среднем по отрасли этот показатель примерно 69%. За счет же строительства угольных энергоблоков (помимо Верхнего Тагила и на Каширской ГРЭС) ОГК-1 планирует увеличить угольную составляющую в топливном балансе компании с 10, 5% до 35%. Еще два угольных блока, правда, меньшей мощности — по 225 МВт, планирует ввести и Южноуральская ГРЭС, входящая в ОГК-3.
Свой выбор энергетики объясняют тем, что по мере либерализации рынка газа его цена будет становиться сопоставимой с ценой угля. «И увеличение доли электроэнергии вырабатываемой на угле на 15% может ежегодно дать компании дополнительную прибыль в 24 млрд рублей», — отметили в ОГК-1. Говоря о специфике Среднего Урала, энергетики отмечают, что свердловские угольные станции в основном работают на экибастузских углях, цена на которые растет медленнее, чем цены на газ. Так, с началом 2007 года цена на этот уголь была проиндексирована на 8%, а лимитный газ по цене ФСТ подорожал на 15%.
Правда, обе компании намерены установить на угольных энергоблоках котлы с циркулирующим кипящим слоем, в которых можно сжигать и местные угли. Как признался директор ВТ ГРЭС Андрей Левитов, руководство компании долгое время выбирало между традиционными котлами с факельным способом сжигания угля и ЦКС. Ведь основным видом топлива для свердловских электростанций, в том числе Верхнетагильской ГРЭС, является экибастузский уголь, и вопрос в том, стоит ли идти на дополнительные расходы для приобретения котлов ЦКС, способных работать на низкокалорийных углях Богословского и Веселковского месторождений (Свердловская область) и даже торфа.
Стоит отметить, что вопрос использования местных углей на Южноуральской электростанции несколько проблематичен — за последние годы руководство ГРЭС не раз конфликтовало с поставщиками топлива из Челябинской угольной компании, отказываясь закупать у них уголь. Так, ЮУ ГРЭС полностью отказалась от закупок продукции ЧУК на март 2007 года. После этого руководство ЧУК попыталось воспользоваться лоббистским ресурсом губернатора Челябинской области Петра Сумина и пообещало обратиться в «Норникель», выкупивший крупный (37, 9%) пакет акций ОГК-3, «по вопросу потребления энергетиками южноуральского угля».
Аналогичные проблемы с челябинскими угольщиками возникают и у ТГК-10. Энергетики оправдывают свое нежелание брать местное топливо низкой калорийностью бурых южноуральских углей, о чем не раз заявлял гендиректор ТГК-10 Андрей Шишкин. По подсчетам специалистов энергокомпании, попытки обогащать этот уголь ведут к кратному увеличению цены на это топливо.
При этом энергетики обращают внимание и на то, что ориентироваться только на дешевизну угля не стоит. Как отметил глава ТГК-9 (в ее топливном балансе уголь занимает 18%) Андрей Макаров, поставщики угля тоже начали поднимать цены. Например, казахские угольщики в 2007 году подняли цену на 8%. «Не надо забывать, что цена на уголь в любом случае будет тянуться за газовой, и для того, чтобы угольные проекты стали конкурентоспособными в ближайшем будущем, требуется вмешательство государства в ценовую политику угольщиков», — предупреждает господин Макаров.
В энергокомпаниях, контролируемых РАО ЕЭС, предпочитают более осторожные высказывания. Директор Нижневартовской ГРЭС Александр Пащенко считает, что угольную генерацию целесообразно развивать в средней части России, в Кузбассе — в районах, где непосредственно ведется добыча угля. И, напротив, на территории Тюменского региона, где до сих пор сжигается львиная доля попутного газа, есть смысл инвестировать в энергоблоки, работающие именно на этом виде топлива. Заместитель гендиректора ОГК-1 Алексей Минтюков подтвердил, что «компания развивает угольную генерацию лишь там, где существует соответствующая инфраструктура».
НА ПАРУ С ГАЗОМ
В районах, бедных углем, но богатых нефтью, внимание энергетиков привлек попутный нефтяной газ (ПНГ), сопутствующий нефтяным залежам. Пока что он практически не используется, сгорая в факелах. Однако в ближайшие годы он начнет играть существенную роль в генерации. Третий блок Нижневартовской ГРЭС мощностью 800 МВт, который планирует построить ОГК -1, будет работать на попутном газе с месторождений ТНК-ВР. Новому энергоблоку понадобится около 200 тыс. куб. м ПНГ в час или более 1 млрд куб. в год. Стоимость проекта — около 20 млрд руб., строить станцию будет СП энергокомпании и ТНК-ВР.
На попутном газе будут работать и новые блоки по 400 МВт на Сургутской ГРЭС-2, принадлежащей ОГК-4. Они должны заработать уже к 2009 году. Поставщиком ПНГ для станции будет «Сургутнефтегаз», уже сейчас поставляющий попутный газ для блоков ГРЭС.
ПНГ в качестве источника энергии заинтересовал и самих нефтяников. Как заявлял первый заместитель председателя правительства ХМАО Вячеслав Новицкий, собственные генерирующие мощности, работающие на попутном газе, готово создать ОАО «Сургутнефтегаз», аналогичные планы обсуждаются в ОАО «Юганскнефтегаз» и в ТНК-ВР. Переход ведущих предприятий ХМАО на самообеспечение позволит высвободить до 15% энергоресурсов.
Стоит отметить, что на новых блоках будут установлены парогазовые установки (ПГУ), более эффективные, чем традиционные паросиловые. За счет того, что при применении ПГУ лопасти турбин вращает не только пар, но и отработанные продукты сгорания газа, у них более высокий КПД (до 56% против традиционных 36%). Отметим, что увеличение КПД на 1% сокращает расход на 7 г условного топлива на каждый кВт/ч. Всего новые блоки будут потреблять на 30% меньше газа, чем аналогичные по мощности паросиловые установки.
У использования ПГУ есть только один ограничитель — возможности газотранспортной системы и согласие «Газпрома», контролирующего ее. Та же ОГК-1 разработала проект, аналогичный нижневартовскому, для Пермской ГРЭС, нашла соинвестора в лице «Новатэка», однако перспективы строительства нового энергоблока туманны — «Газпром» пока что отказывается дать согласие на транспортировку газа до электростанции.
АТОМНАЯ НЕДОСТАТОЧНОСТЬ
Последний вид топлива, альтернативный газу, который может применяться на Урале — атомный. В Свердловской области расположен единственный в мире реактор на быстрых нейтронах промышленного уровня — БН-600 Белоярской атомной электростанции. На его смену должен прийти четвертый энергоблок мощностью уже 850 МВт. По планам Федерального агентства по атомной энергии его планируют ввести не позже 2012 года. Увеличить долю атомной энергии в УрФО планировалось и за счет строительства в Челябинской области Южно-Уральской АЭС, мощность которой должна составить 800 МВт. Однако власти региона и концерн «Росэнергоатом» никак не могут согласовать площадку для ее строительства уже в течение целого года. Так, правительство Челябинской области настаивает на том, чтобы ЮУАЭС располагалась в Озерке близ ПО «Маяк». По утверждению министра радиационной и экологической безопасности Челябинской области Геннадия Подтесова, это вполне логично, так как площадка близ «Маяка» уже является отчужденной и обеспечена хорошими подъездными путями и готовой производственной площадкой. Однако эта точка зрения расходится с позицией Росэнергоатома, который не хочет строить новую АЭС в городе-атомщике. «Мы думаем строить АЭС в Челябинской области, но там, где планировали (в Озерске – „Ъ“), не хотим из-за экономической нецелесообразности», — заявлял недавно гендиректор концерна Сергей Обозов.
Все бы ничего, но, как следует из заявлений господина Подтесова, другие площадки, которые рассматривались ранее, использоваться для такого проекта не могут: «Атомная электростанция не может располагаться ни в Саткинском районе, так как на его территории находится два национальных парка, ни в Магнитогорске — так как там уже есть крупное промышленное предприятие — ОАО «Магнитогорский металлургический комбинат», ни в Троицке, так как здесь уже есть Троицкая ТЭЦ», — заявлял он.
Таким образом, говорить о существенном снижении доли газовой энергетики в общем объеме мощностей в Уральском регионе рано. Тем более, что по заявлению главы КЭС-холдинга Михаила Слободина, которое он сделал на IV форуме «ТЭК России в XXI веке» в начале апреля, «газовые проекты в электроэнергетике будут более эффективны, чем те же угольные, даже при увеличении цены на газ на внутреннем рынке до более 120 долл. за 1 тыс. куб. м».
ЕГОР БОГДАНОВ, ВЕРА СТЕПАНОВА