Войти Восстановить пароль?
Приветствуем Вас на обновленном сайте рейтингового агентства "Эксперт РА"!
Мы постарались сделать доступ к материалам более простым и понятным, переработали навигацию и способы подачи информации для более прозрачного доступа к ней. Однако, если у Вас возникли вопросы или Вы нашли ошибку - просим обращаться по адресу info@raexpert.ru. Желаем плодотворной работы!
Зарегистрированные пользователи
имеют расширенный доступ
к материалам сайта
Зарегистрироваться
Требования регуляторов Проекты методологий Список всех рейтингов
Банки Финансовые компании Нефинансовые компании Холдинговые компании Проектные компании Факторинговые компании Лизинговые компании Регионы (муниципалитеты) Страховые компании (универсальные) Страховые компании (по страхованию жизни) Инвестиционные компании Депозитарии НПФ (негосударственные пенсионные фонды) МФО (микрофинансовые организации) Гарантийные фонды Облигационные займы Структурированные финансовые продукты Долговые инструменты Управляющие компании СМО (страховые медицинские организации) Агенты по сопровождению ипотечных закладных Качество (корпоративного) управления Качество систем риск-менеджмента Привлекательность работодателей Качество услуг ЛПУ Эффективность управления ПИФами Качество управления закупочной деятельностью в компаниях с государственным участием Кредитный климат стран и территорий Ипотечные сертификаты участия Регионы России Регионы Казахстана
Рейтинги под наблюдением
Календарь начала сбора анкет и публикации Список всех рэнкингов
Контакты
Рейтинговое агентство RAEX («Эксперт РА»)
Адрес: Бумажный проезд, 14, стр. 1
Общие вопросы: info@raexpert.ru

Секретариат
Марьям Газиева
тел: (495) 225-34-44, 617-07-77 (доб. 1610)
e-mail: referent@raexpert.ru

PR служба
Сергей Михеев
(по запросам СМИ и общим вопросам работы PR-службы)
тел: (495) 225-34-44, 617-07-77 (доб. 1650)
факс: (495) 225-34-44
e-mail: mikheev@raexpert.ru

Екатерина Свищева
(по вопросам информационного сотрудничества и аккредитации СМИ)
тел: (495) 225-34-44, 617-07-77 (доб. 1640)
факс: (495) 225-34-44
e-mail: pr@raexpert.ru

Отдел клиентских отношений
Ерофеев Роман
тел: (495) 225-34-44, 617-07-77 (доб. 1656)
факс: (495) 225-34-44
e-mail: sale@raexpert.ru

По вопросам участия в проектах
РАЭКС-Аналитика
Яндиева Мариам
тел: (495) 225-34-44, 617-07-77 (доб. 1896)
факс: (495) 225-34-44
e-mail: yandieva@raexpert.ru

«RAEX (Эксперт РА) – крупнейшее в России рейтинговое агентство c 19-летней историей. RAEX (Эксперт РА) является лидером в области рейтингования, а также исследовательско-коммуникационной деятельности.

RAEX (Эксперт РА) включено в реестр кредитных рейтинговых агентств Банка России.

На сегодняшний день агентством присвоено более 700 индивидуальных рейтингов. Это 1-е место и около 42% от общего числа присвоенных рейтингов в России, 1-е место по числу рейтингов банков, страховых и лизинговых компаний, НПФ, микрофинансовых организаций, гарантийных фондов и компаний нефинансового сектора.

Рейтинги RAEX (Эксперт РА) входят в список официальных требований к банкам, страховщикам, пенсионным фондам, эмитентам. Рейтинги агентства используются Центральным банком России, Внешэкономбанком России, Московской биржей, Агентством по ипотечному жилищному кредитованию, Агентством по страхованию вкладов, профессиональными ассоциациями и саморегулируемыми организациями (ВСС, ассоциацией «Россия», Агентством стратегических инициатив, РСА, НАПФ, НЛУ, НСГ, НФА), а также сотнями компаний и органов власти при проведении конкурсов и тендеров.»


 
 

«Новая генерация: «Вторая угольная волна», рынок газа и реформа тепловой электроэнергетики»

 


Исследования
КАРТА ПРОЕКТА
«Новая генерация: «Вторая угольная волна», рынок газа и реформа тепловой электроэнергетики»

"Вторая угольная волна"

В мире угольная энергетика уже давно активно развивается. В России нормализация соотношения цен на энергоносители и дефицит энергомощностей позволят дать стартовый импульс "угольной волне". Однако для масштабного развития новой угольной генерации необходимо решить ряд специфических для нее задач. Первая группа задач связана с добычей, обогащением и транспортировкой угля. Вторая - с технологиями, оборудованием, решением экологических вопросов, проектными и строительномонтажными работами. Третья группа - выстраивание ценовой политики на уголь, газ и электроэнергию, а также условия инвестирования в реконструкцию действующих и строительство новых мощностей.

Возрождение угольной генерации

Нормализация соотношения цен на энергоносители позволит во многом решить проблему ограниченности ресурсов газа путем активизации угольной энергетики с использованием современных технологий сжигания угля, обеспечивающих не только большую энергоэффективность, но и большую экологичность угольной генерации.

Сейчас основной тормоз развития угольной генерации - это ценовая неконкурентоспособность угля в сравнении с газом из-за сохранения заниженных регулируемых цен на газ, в то время как цены на уголь формируются исходя из рыночных условий. В странах Западной Европы, где учитываются затраты и потребительские свойства топлива, соотношение цен на газ/уголь/мазут находится на уровне 2/1/2,8. В России это соотношение в 2005 г. составляло 0,8/1/1,7. Рыночные механизмы ценообразования должны устранить серьезное искажение внутренних цен на газ и постепенно выводить соотношение цен на энергоносители на уровень, сформировавшийся в других странах мира.

Оценки того соотношения цен, при котором уголь становится привлекательным для электроэнергетики, варьируются в достаточно широком диапазоне. С.Н. Мироносецкий: "Наша оценка порога, при котором проект становится экономически целесообразным, - соотношение цен газ/уголь, равное 1,35. В целом необходимое для газозамещения соотношение цен газ/уголь зависит от региона и находится в диапазоне 1,35-1,8". А.А. Вагнер: "Газ должен стать дороже в 2-2,5 раза, тогда появляется осознанное решение по переходу на уголь". В среднем, если цена на газ будет в 1,6-2 раза выше цены на уголь, угольные электростанции смогут успешно конкурировать с газовыми на формирующемся рынке электроэнергии России.

В мире угольная генерация давно уже не пользуется такой дурной репутацией, как в России. За рубежом сейчас активно развивают экологически чистые и весьма эффективные угольные технологии. Как видно из графика 13, около 40% всей электроэнергии в мире вырабатывается за счет угля.

Сейчас на угольные станции в США и Германии приходится около половины вырабатываемой электроэнергии, а в Австралии, Индии и Китае - и вовсе более 70%. Причина проста: во всем мире газ заметно дороже угля. Согласно исследованиям Cambridge Energy Research Associates, производство электроэнергии на американских угольных электростанциях в два раза дешевле производства на ТЭС, использующих в качестве топлива природный газ. И это несмотря на то, что на угольных электростанциях более сложный технологический процесс, связанный с подготовкой топлива (уголь надо раздробить, измельчить в пыль и высушить, а затем удалить шлаки и золу).

На фоне продолжающегося роста цен на нефть и газ интерес к углю как к альтернативному энергоносителю в мире только растет. Согласно прогнозам Департамента энергетики США (График 14), после 2020 г. уголь вообще станет наиболее быстро растущим топливом для электростанций, заметно обгоняя газ.

Американская администрация объявила планы строительства 100 угольных электростанций в течение ближайших пятнадцати лет. Ожидается увеличение потребления энергетического угля и в Канаде, там после 2010 г. из-за окончания срока эксплуатации реакторов остановят несколько блоков АЭС и заменят их угольными ТЭС. Прогнозируется заметный прирост угольной энергетики в ряде других стран в Южной Америке (например, в Бразилии) и в Азии (Вьетнам, Южная Корея, Япония). Безусловным лидером угольной энергетики будет Китай (График 15).

В противоположность мировым тенденциям, в электроэнергетике России уголь играет намного меньшую роль. Страна занимает второе место в мире по запасам угля (График 16) и пятое место по добыче, и в то же время доля угля в производстве электроэнергии составляет всего 25%.

Уголь в качестве основного вида топлива используется на 96 станциях РАО ЕЭС, еще на многих ТЭС он применяется наряду с газом или мазутом. В структуре использования топлива на теплоэлектростанциях РАО ЕЭС уголь занимает лишь 25%, 3% приходится на мазут, остальные 68% - на газ (График 8).

Вплоть до конца 1960-х гг., пока не началось ускоренное развитие нефтегазового комплекса, в стране шла так называемая "первая угольная волна". Тогда на ввод угольных станций приходилось более 90% от всех ТЭС, однако "газовая пауза" все изменила. В.П. Пономарев: "После объявления "газовой паузы" газ интенсивно используется в электроэнергетике. "Газовая пауза" планировалась как временная мера, поэтому перевод угольных электростанций на газ осуществлялся без их коренной реконструкции, и технические показатели станций не улучшились. Единственное, что было достигнуто - снижение нагрузки на окружающую среду".

К началу 1990-х гг. уголь и вовсе отошел на второй план, а затем, в результате ценовой политики дешевого газа, энергетики совсем потеряли интерес к угольной генерации, требующей дополнительных мероприятий для снижения вредных выбросов. В результате за последние 15 лет в России не было введено ни одной угольной электростанции, кроме 2-го блока Харанорской ГРЭС мощностью 430 МВт, а значительная часть действующих станций была переведена на газ.

Процесс замещения угля природным газом был спонтанным и неуправляемым, движимым исключительно экономическими факторами. Потребители вместо освоения и внедрения новых технологий сжигания угля производили замену угольного оборудования на газовое. Примером могут служить Псковская и Пермская ГРЭС, задуманные первоначально на твердом топливе. К моменту запуска на электростанциях были установлены газовые котлы.

Но сегодня в России, благодаря неизбежному росту цен на газ и грядущей нехватке генерирующих тепловых мощностей, создаются все объективные предпосылки для ренессанса угольной генерации, идея которого уже давно витала в воздухе. Р.В. Зорябянц: "Завершение "газовой паузы" приводит к принципиальному изменению соотношения между угольной и газовой генерацией в стране, и оно должно определяться рынком".

Добыча, обогащение и транспортировка угля

Среди отраслей ТЭК угольная промышленность России имеет наиболее обеспеченную сырьевую базу. Основные возможности добычи угля сосредоточены в Сибири. Главными угольными центрами России являются Кузнецкий бассейн (43% от разведанных в России запасов углей) и граничащий с ним Канско-Ачинский бассейн (22%). В перспективе имеющиеся запасы могут обеспечить годовую добычу угля в 500 млн тонн в течение нескольких сотен лет.

Добыча угля в России после 50%-го спада в 1990-е гг. вновь стала расти благодаря росту экономики (График 17). Однако к 2000 г. потенциал роста внутреннего спроса был фактически исчерпан, потребление угля в России зафиксировалось на уровне 230 млн тонн. Дальнейшее увеличение угледобычи произошло благодаря внешнеэкономическим факторам - благоприятной ценовой конъюнктуре на мировом рынке черных металлов и энергоносителей. В результате весь прирост угледобычи в 2002-2004 гг. отправлялся на зарубежные рынки, а экспорт угля из России превысил уровень 1990 г. В 2005 г. стало понятно, что экспорт угля, как источник роста для угольной отрасли, близок к насыщению. Стабилизация цен на уголь на мировых рынках и рост издержек при транспортировке снижают привлекательность экспорта угля из России, а внутренний рынок ограничен из-за неразвитости угольной генерации, поэтому экспорт продолжает оставаться условием выживания отрасли.

Сложившаяся ситуация неустойчива из-за перепадов мировой конъюнктуры. В силу географических факторов российская угольная отрасль обречена работать для внутреннего рынка и готова к этому. Однако дальнейшее развитие угольных компаний на внутреннем рынке связано в первую очередь с положением в электроэнергетической и газовой отраслях. П.В. Росляков: "Сейчас угольная промышленность в техническом плане хорошо оснащена. Добыча сдерживается лишь возможностями реализации угля на внутреннем рынке. Экспортные возможности ограничены, поэтому компании видят основное увеличение продаж угля за счет увеличения доли внутреннего рынка, прежде всего, в электроэнергетике".

Объемы угледобычи будут зависеть от ее востребованности на внутреннем рынке для нужд электроэнергетики. А.А. Вагнер: "Если угольщикам вовремя дать сигнал, они смогут обеспечить необходимый объем добычи угля. Вопрос в том, насколько они быстро среагируют на наш запрос и то, каким образом он будет увеличиваться".

В долгосрочной перспективе возможен рост издержек угледобычи по мере исчерпания наиболее дешевых и простых для добычи запасов. Цены производства в добыче угля основных бассейнов и месторождений будут расти, что обусловлено необходимостью капиталовложений в реконструкцию действующих и строительство новых предприятий (в основном, угольных разрезов). В.П. Пономарев: "Сегодня капиталоемкость угледобычи очень небольшая, но ситуация меняется. Например, в Кузбассе уже нужно проходить стволы глубиной 500-600 метров и строить подземные выработки". Однако для запуска угольной генерации эта проблема пока не столь важна, тем более по сравнению с газовой отраслью. А.Д. Рубан: "Инвестиции в добычу энергетического угля не так актуальны, освоения новых крупных бассейнов, аналогичных Кузнецкому и Канско-Ачинскому, не требуется".

Гораздо важнее проблемы, связанные с транспортировкой и обогащением угля. Главные угольные бассейны страны удалены от потенциальных рынков сбыта. По мнению и угольщиков, и энергетиков, высокие затраты на транспорт и физическая ограниченность транспортной инфраструктуры в ряде регионов являются одной из основных причин низкой конкурентоспособности угля в теплоэнергетике. П.В. Росляков: "Цена на транспортировку в два раза превышает цену на добычу. У нас цена на уголь должна была быть к этому году в 1,6 раз ниже цены на газ. Цену на газ подняли, но подняли и стоимость транспортировки угля, и цены выровнялись. Избавиться от этого не удается".

Один из возможных путей решения - это заключение долгосрочных договоров между угольщиками и РЖД, что позволит установить фиксированный темп роста цены на транспортировку. Примером решения этой проблемы является заключение долгосрочных контрактов предприятиями российской алюминиевой промышленности с железнодорожниками.

Существует альтернативный вариант - транспортировать не уголь, а электроэнергию. Сдерживают сетевые ограничения по возможностям переброски электроэнергии в Европейскую часть, что актуально не только для угольной генерации, но и для российской энергетики в целом. А.Д. Рубан: "Например, у китайцев уголь и производство из него электроэнергии сосредоточены на Севере и на Западе страны, а потребители - на Востоке. Ни одна транспортная сеть не выдержит перевозки таких объемов угля. Поэтому они перебрасывают электроэнергию на Восток с помощью ЛЭП". Но современное состояние российского сетевого хозяйства - не лучше, чем состояние генерирующих мощностей. Е.А. Волкова: "Если вы думаете, что техника станций "поотстала", а техника передач пошла вперед, то вы ошибаетесь. Ввод передачи постоянного тока планировался к 1970-м гг., но его нет". Поэтому необходимо внедрять технологии для высоковольтных линий электропередач и строить современные ЛЭП. Это задача Федеральной сетевой компании (ФСК). По этим технологиям в России есть задел, и его надо срочно запускать. П.В. Росляков: "В свое время были построены несколько пилотных участков в 1,5 млн вольт. Но на этом все кончилось".

Вопрос транспортировки угля тесно связан еще с одной проблемой - с его качеством. Р.В. Зорябянц: "Сейчас при перевозке угля порядка 20% всей перевезенной массы - зола, то есть это проблема обогащения угля перед транспортировкой".

В СССР обогащенные угли для электростанций практически не использовались, они целиком шли на нужды промышленности. Теперь ситуация в России меняется, энергетики выдвигают к угольщикам требования по повышению качества угля. А.А. Вагнер: "Российская энергетика строилась под худшие угли. Мы ведем постоянную работу по качеству поставляемого угля - от веса до зольности и калорийности. Эти требования будут возрастать, поэтому должны развиваться технологии обогащения".

Безусловно, обогащать весь уголь не имеет смысла. Условно все российские угли можно разделить на три группы. Первая группа - это дешевые угли с низкой теплотворной способностью. Это, как правило, бурые угли, которые сжигаются на электростанциях, размещенных в местах добычи, а транспортируется уже электроэнергия. Практически все крупные мировые буроугольные разрезы функционируют таким образом. Российский пример - разрез "Березовский" и Березовская ГРЭС, где уголь прямо конвейерами поставляется на электростанцию. Экономическая эффективность такой интеграции очень высокая. Эти угли обогащения не требуют.

Вторая группа - ценные каменные угли с высокой теплотворной способностью (выше 6 тыс. ккал/кг). Из них делается стандартное топливо, с которым оперирует весь мировой рынок. Стандартизация таких углей - это мировая тенденция, к которой придется прийти и нам.

Третья группа углей, как правило, требует обогащения, потому что природных каменных углей высокой калорийности становится все меньше и меньше. В процессе обогащения получается три продукта: концентрат с характеристиками, приближенными ко второй группе, так называемый "промпродукт", с зольностью выше 25%, и шлам. Промпродукт получается не только из энергетических, но и из коксующихся углей и во всем мире его сжигают на месте. В России на него запроектирован ряд станций, сжигающих его с низким КПД и высокими выбросами твердых частиц, серных и азотистых соединений. А.Д. Рубан: "Для эффективного использования промпродукта необходимо применение современных технологий, например, технологий с циркулирующим кипящим слоем".

Недостаточное применение обогащения и стандартизации энергетических углей, а также использование промпродукта в электроэнергетике породили проблему привязки каждой станции к конкретному типу углей. В СССР еще на стадии проекта строительства угольной станции осуществлялась привязка ее оборудования к "проектному" углю, создавался соответствующий котел со всем вспомогательным оборудованием. При этом полное или частичное замещение проектного угля для электростанции другими марками требует проведения сложных и дорогостоящих мероприятий. Использование "проектных" углей стало бомбой замедленного действия, когда их поставка срывалась из-за закрытия шахт, ослабления экономических связей либо из-за обеднения пластов угольных месторождений.

Принятая во всех странах стандартизация топлива по влажности, содержанию серы, азота, золы позволит одновременно решить не только проблему "проектного топлива", но и экологические проблемы, связанные, в частности, с повышенной зольностью. Однако поскольку калорийность топлива зависит от состава угля, стандартного единого угольного топлива быть не может. А.А. Вагнер: "Стандартного топлива, универсального для всех угольных станций, не сделаешь. Угольные бассейны с разным качеством. Поэтому надо ставить вопрос подъема качества углей, в том числе через стандарты. Мы будем постоянно ужесточать требования, вынуждая тем самым угольщиков поставлять нам более качественный уголь".

Технологическая основа новой генерации

Большинство российских угольных станций имеют физически и морально устаревшее оборудование, не соответствующий современному технологическому уровню КПД 34-36%, и высокий процент вредных выбросов. Необходимость повышения эффективности работы станций и ужесточение экологических норм требуют развития новой угольной генерации на базе современных технологий сжигания угля. Согласно инвестиционной программе РАО ЕЭС, при реконструкции и строительстве новых угольных станций, рекомендуется внедрять крупные энергоблоки на суперсверхкритические параметры пара, а для энергоблоков меньшей мощности (до 300 МВт) - котлы с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС). Без этих технологий строить новую угольную генерацию не имеет смысла.

По технологиям сжигания угля в России есть существенный научно-технический задел, однако промышленный выпуск соответствующего оборудования налажен слабо. Причина - многолетнее отсутствие заказов со стороны энергетиков. А.А. Вагнер: "За последние 20-25 лет в России не появлялось новых технологий сжигания угля. Мы не формировали заказ машиностроителям на внутреннем рынке, поэтому российские заводы не предлагают этих технологий. Мы только сейчас начинаем говорить о большой программе и подходить к большим заказам".

По ряду технологий отставание стало критическим. Например, технология ЦКС, позволяющая сжигать низкосортное твердое топливо, активно внедряется за рубежом с 80-х гг. XX века. За счет низкотемпературного сжигания технология обеспечивает снижение вредных выбросов и не требует установки дорогостоящих громоздких систем очистки. В России аналогичные разработки до сих пор, в лучшем случае, находятся на стадии опытных образцов. П.В. Росляков: "Был один котел, который сделали на Барнаульском котельном заводе. Он и сейчас стоит в Барнауле на ТЭЦ-5, но за все восемь лет проработал всего около 6 тысяч часов. Мы отстали, и теперь ЦКС технологии надо закупать - нет времени изобретать велосипед". И в 2005 г. "ЭМАльянс" (объединивший Таганрогский котлостроительный завод "Красный котельщик", инжиниринговый проектно#конструкторский центр "ЗИОМАР" и машиностроительный завод "ЗиО-Подольск") и крупная энергетическая компания Alstom подписали соглашение о сотрудничестве, ближайший их проект - организация и налаживание производства энергоблоков с технологией ЦКС, разработанной Alstom.

В ближайшие 15-20 лет в мире большая часть вводов новых мощностей для крупных энергоблоков (от 400 МВт и выше) будет осуществляться на базе технологий традиционного пылеугольного факельного сжигания. Будут устанавливаться энергоблоки, рассчитанные на сверхкритические (25 МПа и температура 565 С°) и суперсверхкритические (30 МПа и свыше 600 С°) параметры пара, причем суперсверхкритика обеспечивает повышение КПД угольных станций с нынешних 34-36% до 44-46%. Такой рост КПД делает новую угольную генерацию экономически конкурентоспособной с другими видами генерации. С учетом необходимой подготовки производства, возможности отечественного энергетического машиностроения позволяют изготовить соответствующее оборудование. Ю.К. Петреня: "Мы готовы делать на 600 градусов вполне современные машины". В России по суперсверхкритике еще есть инновационно-технологический задел, но эти работы тормозятся всей системой взаимоотношений государства, энергетиков, машиностроителей и металлургов. Ю.К. Петреня: "Очевидно, что через 10 лет придется строить блоки на 650-700° и выше. В рамках своей собственной инвестпрограммы мы можем заниматься разработкой турбины на 650°, но если на такой блок не будет заказа, то это не имеет смысла. Нужен начальный импульс с точки зрения формирования заказов". Если не будет рыночного сигнала, то по всей технологической цепочке "НИОКР-промышленное производство" начнется резкое отставание, усугубляемое нехваткой поредевших за 15 лет реформ научно-технических кадров, и ситуации с ЦКС повторится.

Проблема усиливается ограничениями в смежной отрасли - металлургии. Во-первых, для перехода к суперсверхкритическим параметрам пара нужны новые виды специальных жаропрочных сталей. П.В. Росляков: "Японцы ставят задачу достичь 700 градусов. Если у нас решат построить такой блок, то сразу возникнут проблемы с жаропрочной сталью. В России такие марки стали разработаны, но не прошли промышленной апробации, а для отечественных металлургов производить их не очень выгодно. Для них это небольшой бизнес, - мороки много, а сбыта мало". Во-вторых, возникают проблемы с заготовками для крупных деталей - роторов и корпусных изделий. Ю.К. Петреня: "Узким местом в энергомашиностроении может оказаться заказ металлургических заготовок нужного качества и размеров. Может возникнуть проблема длительного периода подготовки металлургического производства".

Пока еще ситуацию с нарастающим технологическим отставанием можно спасти срочными скоординированными мерами энергетиков, металлургов, угольщиков. Ю.К. Петреня: "Если не будет соответствующей национальной программы с участием государства, то энергетики получат большие проблемы - они будут вынуждены заниматься импортом энерготехнологий в полном объеме".

Действительно, состояние отечественного машиностроения заставляет задуматься о необходимости импорта оборудования либо закупке за рубежом технологий его производства. При импорте оборудования возникает угроза попасть в зависимость от сервисных компаний, но это еще не самое страшное. А.А. Вагнер: "Мы движемся к 100% закупкам через тендеры, приглашаем отечественные и иностранные компании, и так будет с ближайшими проектами. Понимаем, что отечественные машиностроительные заводы не способны полностью обеспечить нашу программу. Сервисное обслуживание иностранцев нас не пугает, предложения наших заводов по ценам во многих случаях сопоставимы с иностранными".

Более серьезной является другая угроза. В мире из-за роста угольной генерации начинает проявляться тенденция нехватки производственных мощностей по изготовлению оборудования для угольных станций. Вполне реальна ситуация, что когда Россия спохватится, то будет уже поздно - в приемлемые для российской экономики сроки современное оборудование для угольных станций просто негде будет заказать. Время уходит очень быстро. С.Н. Мироносецкий: "Самое большое препятствие - ограниченные возможности уже не только российских машиностроителей, строителей и подрядчиков. Портфели заказов мировых энергомашиностроительных компаний на угольные мощности сформированы на 5-6 лет вперед. Пока еще остался резерв, на который мы можем рассчитывать, но он очень быстро тает".

Идея закупки лицензий по#китайски для быстрого налаживания производства современного энергетического оборудования лежит на поверхности. Но для России китайский опыт не очень применим из-за принципиально разной политики государственного регулирования. Ю.К. Петреня: "Мы сильно отличаемся от Китая по системе управления и организации делового партнерства, и в России не получится сделать аналог китайской модели быстрого запуска производства". Дело в том, что китайская модель подразумевает: 1) очень жесткую протекционистскую политику со стороны государства; 2) наличие частного капитала, которому выгодно участвовать в такой политике; 3) заключение договоров с иностранными поставщиками оборудования на государственном уровне. При этом государство быстро организует всю необходимую инфраструктуру для запуска проектов.

Положение может улучшить организация стратегических альянсов с крупными производителями энергетического оборудования на определенных условиях, таких как инвестирование в отечественную научно#внедренческую базу, внедрение лицензий. Характерно, что и без китайского способа регулирования процесс начинает стихийно сдвигаться с мертвой точки. А.А. Вагнер: "В России возможно быстрое налаживание производства оборудования с иностранцами, это чисто рыночные вопросы бизнеса". Примерами являются упомянутый альянс "ЭМАльянс -Alstom", а также намерение НПО "Сатурн" и GE создать СП по производству газовых турбин для электростанций. Однако и возможности отечественного машиностроения не надо сбрасывать со счетов. Ю.К. Петреня: "Отечественное машиностроение сможет выполнить подготовку производства для выполнения заказов, этот процесс будет растянут по времени, что позволит подготовить производство".

Традиционно репутация угольной энергетики страдает из-за проблем с экологией. Имеется два серьезных экологических ограничения. Первое - зола, но ее можно утилизировать в дорожное строительство и стройматериалы, и так с ней поступают на Западе. Второе - оксиды азота, которых выбрасывается больше, чем при сжигании газа. Однако везде в мире эти вопросы решаются, и в России есть разработки, которые надо внедрять. Технологии очистки газов составляют примерно 30% стоимости блока, а технологические мероприятия на стадии сжигания - 10% стоимости. Более того, российским углям повезло, в них мало серы. П.В. Росляков: "У нас нет ни одной установки сероочистки и азотоочистки. Только на Северной станции стоит азотоочистка, но она там не нужна, просто "зеленые" настояли. У нас другие подходы, мы оксиды азота подавляем до хорошего уровня режимными мероприятиями. Наши угли не такие сернистые, достаточно на 30-40% снизить оксиды серы, а это менее дорогие мероприятия".

Современные технологии сжигания твердого топлива решают не только целевую задачу повышения КПД энергоблоков, но и экологические проблемы угольной генерации. С.Н. Мироносецкий: "Современное стандартное оборудование уменьшает выбросы вредных веществ до минимальных значений". Но экологические требования будут только усиливаться, что потребует внедрения новых прорывных технологий. А.Д. Рубан: "Новыми технологиями надо усиленно заниматься и в максимальной степени развивать отечественный задел. При этом надо присоединяться к международным проектам ЕС и США по данному направлению. В одиночку мы отстанем". В США, ЕЭС, Японии существуют долгосрочные, рассчитанные на 15-30 лет, национальные программы по созданию современных образцов оборудования, работающего на твердом топливе. Финансирование осуществляется бюджетными источниками: Евросоюзом, Департаментом энергетики США, Центральной энергосистемой Японии. Ю.К. Петреня: "Целью является создание образцов оборудования, которые позволят получить КПД пылеугольных энергоблоков на уровне 55-57 %, который сопоставим с КПД газовых блоков. В России такой программы нет, и в этом колоссальная проблема для дальнейшего технологического развития". Дело в том, что правильно выстроенная и нацеленная на прорывные проекты программа потенциально способна аккумулировать все виды ресурсов и в условиях благоприятной для проектов рыночной среды запустить их реализацию с максимальной скоростью. В мировой борьбе за повышение эффективности угольной генерации и ее экологическую чистоту усилия крупнейших энергетических компаний и государств часто объединяются в формате частно-государственного партнерства. А.Д. Рубан: "Например, американский консорциум "FutureGen" - это государственно-частное партнерство, задачей которого является строительство первой в мире чистой угольной электростанции с нулевым выбросом CO2. Государство вкладывает в проект 150 млн долларов, и частные компании могут присоединиться, вложив 10 млн долларов. Все ведущие угольные компании Америки участвуют в проекте. Их интерес - доступ к самым совершенным энергетическим технологиям, которые будут использоваться через 10-15 лет".

Эти, так называемые "чистые" угольные технологии, помогут решить проблему выбросов парниковых газов, прежде всего, - углекислого газа. Развитие чистых технологий ведется по трем направлениям. Первое направление - суперсверхкритические параметры сжигания пылеугольного топлива. Они уже хорошо проработаны, активно внедряются и сокращают выбросы углекислого газа примерно на 25%. Вторым развивающимся на Западе направлением является технология IGCC (интегрированный цикл комплексной газификации угля) - преобразование угля в газ. Углекислый газ и все выбросы удаляются на этапе газификации и/или после нее, а газ сжигается. Технология отработана на опытных станциях, но в промышленных масштабах ее ввод планируется после 2010 г. Третье направление - проработка возможностей улавливания и подземного хранения углекислого газа в геологических пустотах. Пока есть только упомянутый ранее американский проект "FutureGen", опытные образцы еще не построены. Вошедшие в проект компании вместе с государством построят первую станцию к 2012 г. Аналогичный проект существует в Европе, но раньше 2020 г. вряд ли эта технология будет внедрена в серийное производство оборудования. С.Н. Мироносецкий: "Для нас очень важно следить за технологиями IGCC и "FutureGen" и участвовать в совместных проектах по строительству опытных станций. Тогда в долгосрочной перспективе можно будет применить этот опыт для собственной генерации".

Помимо оборудования и экологии, серьезной проблемой отечественной электроэнергетики, включая угольную, является деградация проектного и строительно-монтажного комплексов. Утеряны навыки проектирования угольных станций, ведь угольные блоки нe строились уже около 15 лет. В настоящее время производственные мощности строительно-монтажных организаций составляют лишь 25-30% от уровня 1990 г. За это время из-за отсутствия заказов по энергетическому строительству были утрачены отраслевая специализация строительно-монтажных организаций и квалифицированные кадры. Многие предприятия и организации диверсифицировали свою деятельность в основном на жилищное строительство. Е.А. Волкова: "Сильных проектировщиков станций нет. Угольного оборудования нет, двадцать лет не проектируем". Поскольку в ближайшие годы рассчитывать на быстрое возрождение кадрового потенциала в этой сфере сложно, все большее распространение получит привлечение сервисных компаний из-за рубежа. К тому же нельзя списывать со счетов возможности отечественного строительно-монтажного комплекса. В.П. Пономарев: "После реструктуризации угольная промышленность стала быстро наращивать объемы добычи угля. Это показывает, что рыночные механизмы способны очень быстро включать те отрасли, которые считались инерционными. То же самое будет в электроэнергетике - быстро построят".

Отсутствие масштабных вводов мощностей неизбежно ведет к удорожанию стоимости строительно#монтажных работ в электроэнергетике в целом. А.Д. Рубан: "У нас мало строят, поэтому стоимость строительства в два раза выше, чем в Европе, и в 4-5 раз выше, чем в Китае. Большой объем строительства по типовым проектам позволит снизить стоимость".

Экономика "второй угольной волны"

Для достижения того соотношения цен на энергоносители, при котором уголь в электроэнергетике становится конкурентоспособным с газом, необходимо не только повысить цены на газ, но и сдерживать рост цен на уголь. А.Л. Михеев: "Уже сегодня существуют предпосылки для того, чтобы цена на газ значительно отрывалась от цены на уголь, но цена на уголь тянется за ценой на газ". Угольщики объясняют это обстоятельство ростом затрат в себестоимости. С.Н. Мироносецкий: "У СУЭК рост производственной себестоимости, несмотря на очень жесткий контроль, составил 28%. Мы оцениваем потенциал роста цен на уголь в ближайшие семь лет не более 30%, что ниже предполагаемых темпов роста цен на другие энергоносители". При этом на рост угольных цен есть ряд ограничений. Во-первых, во многих регионах России существует острая конкуренция между поставщиками угля. Во#вторых, если цена на уголь на внутреннем рынке начнет приближаться к мировому уровню (за вычетом затрат на транспортировку), то, в силу ценовой неконкурентоспособности экспорта, угольные компании начнут пытаться разворачивать свои экспортные поставки (а это 70 млн тонн) на внутренний рынок, что приведет либо к стагнации цены, либо к сворачиванию угледобычи. Более того, в стране уже есть перепроизводство угля, что обострит конкуренцию в случае повышения цен. А.Д. Рубан: "В Кузбассе средние годовые запасы добытого угля на протяжении последних двух лет находятся на уровне 8-10 млн тонн". Поэтому быстрого роста цен на уголь на внутреннем рынке в среднесрочной перспективе, скорее всего, ожидать не придется.

Таблица 4. Сравнение затрат для разных типов станций (при базисном режиме), рассчитанных различными организациями
EIA MINIFI Univ. Essen ECN
Угольные электростанции
Коэффициент дисконтирования, % 8 8 10 9
КПД, % 36.7 43-44 38.6 45.4
Годовая продолжительность работы, час 7446 8000 7500 7500
Удельные капиталовложения на кВт установленной мощности, долл. 1300 1750 1025 1500
Срок службы, лет 40 35 35 30
Срок пуска проекта (СМР), месяцев 48 36 36 -
Цена топлива, долл./MMBtu 1,2-1,5 1.4 2.1 1.4
Цена производства электроэнергии МВт, долл. 42 43.88 42.5 43.75
Парогазовые станции
Коэффициент дисконтирования, % 8 8 10 9
КПД, % 53 57.1 55 58.5
Годовая продолжительность работы, час 7446 8000 7500 7500
Удельные капиталовложения на кВт установленной мощности, долл. 500 657.5 525 675
Срок службы, лет 40 25 25 20
Срок пуска проекта, месяцев 24 26 24 -
Цена топлива, долл./MMBtu 4.42 4.13 4.13 3.5
Цена производства электроэнергии МВт, долл. 41 44.63 43.75 48.75
АЭС
Коэффициент дисконтирования, % 8 8 9
КПД, % 32.8 36.1
Годовая продолжительность работы, час 7446 7500 7500
Удельные капиталовложения на кВт установленной мощности, долл. 2000 2078.75 2312.5
Срок службы, лет 40 60 40
Срок пуска проекта, месяцев 60 78 -
Цера топлива, долл./MMBtu - 1.61 - -
Цена производства электроэнергии МВт, долл. 67 38 51.25
Источник: GAS TO POWER - EUROPE. International Gas Union / Energy Delta Institute and The Clingendael Institute. March 2006

Кроме того, механизмом стабилизации угольных цен могут стать долгосрочные контракты на поставку угля энергетикам. Долгосрочные контракты позволят хеджировать риски энергетиков, связанные с возможным злоупотреблением монопольным положением угольщиками. Кроме того, они важны для обоснования инвестиционных проектов строительства угольных ТЭС, поскольку позволяют обеим сторонам осуществлять долгосрочное планирование.

Ключевыми критериями выбора будущей структуры генерирующих мощностей при условии нормализации соотношения цен на газ и уголь являются эффективность капвложений в различные виды генерации, которая определяет минимальную стоимость электроэнергии для потребителя (с учетом возмещения капитальных и всех других видов затрат в генерации и передаче электроэнергии), а также факторы энергетической безопасности, общеэкономической эффективности, существующие ограничения по срокам вводов и экологические последствия. При этом сравнительный анализ экономической эффективности различных видов генерации будет в первую очередь определяться удельными капвложениями на строительство разных видов станций и затратами на топливо. За рубежом это соотношение выглядит так (Таблица 4).

Для отдельных зарубежных стран в 2004 г. эти соотношения приведены на графике 18. Следует отметить, что соотношения постоянно меняются, например, рост цен на газ ведет к увеличению стоимости производства электроэнергии на газовых станциях.

В России сравнение капиталовложений в различные виды генерации затруднено из-за отсутствия достаточного количества (а не единичных случаев) примеров строительства новых станций. Поэтому основной базой для сопоставления являются экспертные оценки стоимости типовых энергоблоков, учитывающие реальный диапазон удельной стоимости их строительства в разных странах. Для угольных ТЭС диапазон удельных капиталовложений оценивается в 1200-1300 долл./кВт, для газовых станций он составляет 600-660 долл./кВт, для АЭС - 1500-1800 долл./кВт. Сейчас ведется разработка Генеральной схемы размещения объектов и программы развития электроэнергетики до 2020 г., где рассматриваются уже индивидуальные показатели для конкретных инвестиционных проектов, которые имеют существенно более широкий диапазон в связи с региональными особенностями конкретных площадок.

Более высокие капиталовложения в угольные станции связаны, в первую очередь, с более сложной технологической цепочкой в угольной генерации по сравнению с газовой. Для угольных станций необходимо развитие сопутствующих производств - транспортной инфраструктуры, золоотвалов, производств по подготовке угля, что требует большей площади землеотводов и дополнительных затрат на них. Помимо этого, строительно-монтажные работы (без этапа подготовки инвестиций и согласований) для ТЭС на угле составляют 4-5 лет. У газовой генерации это сроки ниже: для ПГУ мощностью более 300 МВт - это 3-3,5 года, для ПГУ 100-300 МВт - 2-3 года и для ПГУ и ГТУ менее 100 МВт - 1,5-2 года.

Согласно расчетам ИНЭИ РАН, в зависимости от уровня удельных капиталовложений (по верхней или по нижней границе диапазона), соотношение эффективности угольной, газовой и атомной генерации будет различаться по регионам. На графике 19 показаны удельные дисконтированные затраты (цены производства) электроэнергии в основных регионах страны по видам генерации.

В ОЭС Центра из#за большого транспортного плеча уголь не имеет особых преимуществ перед другими видами генерации, однако вполне конкурентоспособен с ними. В ОЭС Урала из-за более низких цен на уголь угольные станции являются наиболее эффективным источником (за исключением Тюменской области). В этом регионе АЭС уступают им даже при минимальных значениях капиталовложений и топливной составляющей. В Сибири при всех сочетаниях исходных данных безусловны преимущества угольной генерации по сравнению с атомными и газовыми станциями.

По оценкам ИНЭИ РАН, необходимый для развития новой генерации уровень среднеотпускного тарифа с оптового рынка электроэнергии к 2010 г. в среднем по стране оценивается в 4,6-5,6 цент/кВт.ч, а к 2020 г. - в диапазоне 6,0-6,3 цент/кВт.ч. Этот диапазон отвечает "равновесному" уровню цен, обеспечивающему, во-первых, гарантированное функционирование компаний в условиях растущих цен топлива и особенно инвестиционной нагрузки, а, во-вторых, коммерческую привлекательность независимых инвестиционных бизнес-проектов.

Нормальные тарифы и новые технологии сделают угольную генерацию окупаемой. Р.В Зорябянц: "Предлагается изменение политики РАО "ЕЭС России" за счет повышения КПД угольных и газовых блоков и увеличения доли угольной генерации. И если достигаем соотношения в структуре РАО 40% теплогенерации на угле и 60% на газе, то у нас возникает положительное сальдо порядка 9 млрд долларов в год. По нашим оценкам такой проект может окупиться в горизонте порядка 10-12 лет с учетом мировых цен на уголь и на газ за вычетом транспортной составляющей".

Формирование угольной генерации при нормализации ценовых пропорций в ТЭК

Привлекательность инвестирования в угольную генерацию будет в первую очередь определяться темпом роста цен на газ и электроэнергию. Р.В. Зорябянц: "Скорость движения будет определяться скоростью раскрытия рынка электроэнергии в России. Это единственный тормоз, сдерживающий развитие угольной энергетики и всей энергетики России в целом". Говоря о возможностях "второй угольной волны", в качестве первоочередной меры подразумевают замещение газа углем на действующих электростанциях. Перевод части этих мощностей проблематичен - значительную их часть составляют ТЭЦ в городах, которые с экологической точки зрения нельзя переводить на твердое топливо. Для ряда угольных станций, работающих сейчас на газовом топливе, перевод на уголь уже технически неосуществим - разобраны подъездные пути, распроданы земли под склады, отсутствуют золоотвалы. Вспомогательное оборудование для подготовки угольного топлива большей частью разукомплектовано и пришло в негодность. А.Д. Рубан: "На этих станциях угольные мощности долго не использовались, хозяйство углеподготовки либо демонтировано, либо не функционирует - это обычное российское разгильдяйство".

Вопрос объемов этого замещения в первую очередь определяется экономической эффективностью. А.А. Вагнер: "Главный вопрос - затраты, но в любом случае это дешевле, чем строительство новых угольных станций. Но каждый случай - индивидуальный. РАО ЕЭС еще четыре года назад сделало такую программу. В России на уголь смогут перейти примерно 30 станций".

По оценкам ИНЭИ РАН, выполненным в 2000 г., потенциал замещения газа углем на действующих станциях составляет менее 8 млрд м3 газа (т.е. около 5% потребления газа электростанциями). Е.А. Волкова: "Можно вернуть на уголь порядка 4 ГВт станций, которые сегодня работают на газе. Кроме того, надо ограничить использование газа на угольных станциях - мы их считаем угольными, а они жгут много газа. Таких станций тоже 3-4 ГВт".

Главные перспективы угольной генерации связаны со строительством новых мощностей. Однако до 2010 г. рассчитывать на масштабные вводы новых угольных станций не приходится. Е.А. Волкова: "Угольная станция вводит первый блок не раньше, чем на пятый год, это очень длинные инвестиционные проекты. Если сегодня не начали строить, то к 2010 г., скорее всего, ничего не появится".

В более долгосрочной перспективе размах "угольной волны" при строительстве новых мощностей будет зависеть от темпов роста электропотребления и от эффективности угольных станций в сравнении с другими видами генерации. С.Н. Мироносецкий: "РАО ЕЭС планирует до 2015 г. построить не менее 50 ГВт тепловой энергетики. Мы считаем, что из них 30 ГВт должны обеспечивать угольные станции, а остальные 20 ГВт - современные газовые мощности, ориентированные на более эффективное использование газ". Даже при более сдержанном росте электропотребления расчеты ИНЭИ РАН показывают, что вводы угольных мощностей все равно будут значительными: 12-14 ГВт к 2015 г. и около 30 ГВт к 2020 г.

Основу "новой угольной генерации" будут составлять крупные станции от 300 до 800-1000 МВт, обеспечивающие базовый режим нагрузки. В то же время будут развиваться и станции меньшей мощности. А.А. Вагнер: "Каждое решение индивидуально, но генерация будет и крупной, и мелкой - в пределах 100 МВт. Наша программа сегодня предусматривает ввод от 50 до 700 МВт. В любом случае нужно настраиваться на удовлетворение запросов".

Выше показано, что с точки зрения инвестиционной привлекательности, размещение угольных станций наиболее целесообразно в ОЭС Центра, Урала и Сибири. С.Н. Мироносецкий: "Упор делается на три региона: на Европейскую часть и Урал, где просматривается большой рост потребления, а также на Сибирь, где можно строить станции на борту разрезов. Таким образом, есть два варианта: строительство станций, приближенных к потребителю, и строительство станций, приближенных к топливу". Энергетические объекты, работающие на качественных углях, целесообразно размещать около крупных потребителей, а бурые угли, добываемые в Канско-Ачинском бассейне, Восточной Сибири - сжигать на месте добычи или перевозить на короткое расстояние.

Локомотивом "новой угольной волны" должны стать технологии суперсверхкритических параметров пара и циркулирующего кипящего слоя. При этом в ряде случаев эффективно будут работать и уже ставшие традиционными блоки со сверхкритическими параметрами пара. Е.А. Волкова: "Тяжелые блоки на суперсверхкритические параметры пара не надо ставить в Сибири, где дешевый уголь. Хорошо, что основные для нас канско-ачинские угли не требуют дополнительного удорожания блока для обеспечения экологической приемлемости. В Сибири можно рекомендовать модернизированные блоки на сверхкритические параметры пара, а в Европейской части ЕЭС - блоки на суперсверхкритические параметры пара".

Обсудить на форуме



Тепловая генерация: ограничение по газу Как обеспечить устойчивое развитие теплоэнергетики?

 

Служба контроля качества

Обращение в службу качества — это обратная линия, с помощью которой мы напрямую от партнёров и клиентов получаем информацию о том, насколько наша деятельность удовлетворяет вашим требованиям и ожиданиям.

Высказать своё замечание или предложение Вы можете заполнив онлайн-форму, либо позвонив напрямую в отдел контроля качества по телефону (495) 617-07-77 доб. 1645

Анонимное обращение

Спасибо, что помогаете нам стать еще лучше!