Электроэнергетика сегодня сталкивается с разнонаправленными трендами: ужесточением экологических требований, необходимостью обновления старых ТЭС, а также конкурентным давлением газовой генерации и ВИЭ.
О системных решениях и отраслевых рисках в интервью «ТЭК-ТОК» рассказал директор по стратегии Сибирской генерирующей компании Василий Черкашин.
- Добрый день, Олег. Спасибо за приглашение, с удовольствием отвечу на ваши вопросы.
- У нас есть традиционные угольные регионы: это Сибирь, Дальний Восток. Если посчитать количество, то это регионов 15 именно по экономическому критерию, где уголь выгоднее, чем любой другой источник топлива, создание любой другой генерации. Если посмотреть ещё на критерии энергобезопасности, то это примерно 5–10 регионов можно добавить к этому числу.
С точки зрения запасов, страна лет на 200 минимум обеспечена углём в целом. А наличие дешевого угля определяется тем, насколько хороши качественные месторождения. В России очень качественные месторождения. Есть, например, Канско-Ачинский бассейн в Красноярском крае. Важный коэффициент для всех угольщиков – это коэффициент вскрыши: сколько бесполезной породы надо добыть для того, чтобы добыть одну единицу угля. Так вот, в Красноярском крае, на Канско-Ачинских месторождениях, это от одного до четырёх. Это очень хороший показатель.
Рядом Кузбасс, там угли лучше по калорийности, коэффициент вскрыши тоже приемлемый с точки зрения экономики: от пяти до девяти. Богатые запасы хорошего угля есть в Якутии, в Забайкальском крае, в Приморском крае. То есть в целом страна очень богата углём, и это самый главный аргумент экономической обоснованности.
- Здесь ситуация чуть сложнее, потому что тарифы РЖД у нас растут быстрее инфляции. За последние 4 года рост примерно плюс 50% сверх инфляционного роста. Это, конечно, ухудшает доступность угля для станций. Надеюсь, что угольная генерация из-за этого не выпадет, но проблема есть.
Третий критерий – это наличие природного газа. Если в регионе есть уже природный газ, то здесь простое соотношение: что дешевле жечь, уголь или газ. Если природного газа нет, то обычно есть доступный уголь неподалёку, и затраты на полноценную магистральную газовую инфраструктуру очень высоки. Соответственно, в таких случаях уголь точно побеждает.
- Я бы не был так однозначен. Конечно же, техническим людям приятнее эксплуатировать газ. Это намного проще: очень много систем становятся ненужны, начиная с приёмки угля вагоноопрокидывателями, угольного склада, сложнейшей инфраструктуры по перемещению угля внутри станции, мельниц. А дальше, после сжигания: очистка уходящих газов, работа с золошлаками. Само сжигание угля в котлах энергетически сложнее, чем газа.
Но всегда играет ведущую роль экономика. И с точки зрения экономики и страны, и компании, уголь – это крайне важное топливо. Запасы газа у нашей страны, слава богу, очень большие, но и газ, и уголь – это исчерпаемые ресурсы. К ним надо относиться рачительно. Газу особенно, учитывая высокий экспортный потенциал и то, что из него можно производить продукты с высокой добавочной стоимостью. Уголь в таком случае становится хорошей альтернативой для выработки электрической энергии.
Если посмотреть сегодня на наш энергобаланс, то доля угольной генерации составляет примерно 15% выработки электроэнергии и примерно 22% выработки тепловой энергии.
- Энергобаланс России сейчас очень хороший, чистый, диверсифицированный, экономически обоснованный. Доля угля всего 13%. Это очень мало. Давайте сравним с другими странами: в Китае около 60% выработки на угле, в Индии – 75%, в Японии – 30%. Даже в Германии, которая старается уйти от ископаемого топлива, доля угля в генерации больше, чем в России.
В Генеральной схеме у нас рост угля действительно на 12 ГВт. Но что это такое? В масштабах страны, а тем более мира, эта цифра просто смешная. 12 ГВт за 18 лет срока реализации Генсхемы против 30–40 ГВт каждый год, которые вводит Китай. До 2042 года доля угля будет падать примерно до 11%. Сейчас, работая над актуализацией, мы считаем важным пересмотреть отношение к углю в этом документе, возможно, установив директивный целевой уровень, который позволит развить угольную генерацию и сделать её более современной.
- Современные угольные энергоблоки, которые сейчас вводят в Китае и Европе, очень чистые. Если сравнивать количественные выбросы, они очень близки даже к газовой генерации. В России современные требования чуть послабее, но, с моей точки зрения, они более-менее сбалансированы, потому что территория большая, плотность населения маленькая. Станция строится обычно вдали от населённых пунктов, и благодаря рассеиванию на большой территории в приземном слое, где живут люди, значительного ущерба нет.
Но если строить новую генерацию, конечно, хотелось бы идти в ногу со временем. Советский Союз шёл в ногу со временем: сверхкритические параметры пара были освоены ещё в шестидесятые годы. Например, у нас на Назаровской ГРЭС до сих пор эксплуатируется блок 500 МВт, который был головным образцом сверхкритических параметров пара в СССР, с 1968 года.
- Технология суперсверхкритики важна, потому что КПД энергоблока (расход топлива на выработку электроэнергии) очень сильно зависит от параметров пара: до какой температуры и до какого давления котёл нагревает пар на входе в турбину. Технология с приставкой «супер» активно стала развиваться в 90-х годах прошлого века в Японии и Германии, дальше подключились США и Китай.
В России, к сожалению, мы не построили ни одного своего суперсверхкритического блока. Но технологически у нас задел есть. При Советском Союзе было много работы. Сейчас «Силовые машины» и котельные заводы уже сконструировали суперсверхкритическую турбину, понимают, как её произвести и как построить котёл. Благодаря Госсовету по энергетике мы активно обсуждаем развитие угольной генерации и понимаем, что страна готова эту технологию развивать.
Не хватает только одного: чёткой программы, которая говорит о том, что будет построено 10–20 блоков на новые технологии. Потому что иначе, если не будет спроса и стройки, новую технологию внедрять невыгодно. Сейчас мы прорабатываем экономику суперсверхкритики и видим её довольно хорошей: страна получит экономию примерно 10% топлива за счёт лучшего КПД. При этом капитальные затраты вырастут незначительно, так как переход от 550 к 600°C требует новых сталей, но они не радикально дороже.
Первую часть полностью поддерживаю: угольная генерация конкурентоспособна по отношению к газовой, особенно в регионах, где есть свой дешёвый уголь вблизи разрезов. Суперсверхкритика только усиливает эту позицию, потому что при незначительном приросте капитальных затрат мы получаем хорошую топливную экономию.
Теперь с точки зрения механизмов. Механизм конкурентного рынка мощности (ОРЭМ) – это механизм для оплаты затрат существующей генерации, поэтому он не совсем подходит. Есть другие механизмы: так называемый КОММод (конкурсный отбор мощности модернизации). Мы как компания его не очень любим в текущем виде, так как при его разработке слишком много макроэкономических рисков переложили на энергокомпании. Мир меняется быстро, и закладывать какие-то ставки сегодня на то, что будет через 5–7 лет, очень сложно.
Механизм КОММод лучше, но он пока про модернизацию. Для того чтобы с его помощью сделать большую программу строительства новых угольных энергоблоков, его, конечно, надо будет немного доработать. В первую очередь – это плата за мощность на инвестиционной фазе, что позволит меньше процентных расходов перекладывать на потребителей. Вторая особенность – это доводка головного образца: потребуется доработка локализованной технологии. Третий аспект – стабильность регулирования. Энергоблок – это 30–40 лет работы, и для окупаемости нужно минимум 15 лет. Если на этом горизонте регуляторика поменяется, компания потеряет огромные деньги. Поэтому нужны особые регуляторные условия, фиксирующие текущее законодательство или определяющие рамки компенсации.
- К сожалению, пока нет. Но, спасибо Госсовету по электроэнергетике и Алексею Новаку, который ведёт этот трек по развитию угольной генерации, скорее это будет точка сборки, на базе которой удастся сформировать программу развития российской угольной энергетики. Эта программа должна быть наполнена смыслом: что именно и где будет построено. Без конкретных строительных проектов любая программа – это просто красивая декларация. Всё это должно быть продумано с точки зрения конкретных площадок, сроков и объёмов вводов под потребность экономики.
- Когенерация – это очень хорошо. Это признают и западные страны, и Китай. Плюсы: экономия 30–40% топлива по отношению к раздельному производству электроэнергии и тепла в котельных. Появляется эффект масштаба: вместо множества мелких котельных производство перемещается на крупный, надёжный энергообъект с сильной эксплуатационной командой. Внутри городов появляется центр производства электроэнергии близко к источнику потребления.
Почему доля падает? Есть условно положительный фактор: жилищное строительство в России развивается очень хорошими темпами, города расширяются. Когда строится новый квартал, он приходит к нам за подключением. Если у ТЭЦ есть свободные мощности – всё хорошо. Если у ТЭЦ закончились свободные мощности, возникает большая проблема. Рынок тепла один, рынок электроэнергии другой. Построить просто котельную для обеспечения квартала тепловой энергией сильно дешевле. ТЭЦ стоит примерно в пять раз дороже на тот же объём тепловой нагрузки, потому что, кроме простого продукта (тепло), она производит ещё более сложный и технологичный продукт (электроэнергию).
Поэтому, если нет централизованного руководящего решения, которое бы говорило, что город будет развиваться такими темпами и эта нагрузка достойна того, чтобы построить энергоблок, строительство невозможно. ТЭЦ – это большой объект, мощность блока – это минимум 200 МВт. А это значит, должно быть построено 3–5 млн м² жилья.
- В наших городах мы резерв рачительно использовали. В Красноярске, Новосибирске, Барнауле, Абакане мы посмотрели все котельни вокруг наших ТЭЦ, оценили экономику замещения и заместили огромное количество котельных. В одном только Красноярске по программе «Чистый воздух» мы заместили около тридцати котельных, город практически полностью избавился от экологически грязных локальных источников. С точки зрения нашей компании, весь резерв, который был, мы выбрали. Теперь нам важно новое строительство под новые перспективные нагрузки, и здесь нам нужна поддержка регулятора, потому что без централизованного решения ты не построишь.
Мы целенаправленно консолидировали рынок тепла, и благодаря этому у нас появился инвестиционный ресурс, который мы активно вкладываем в тепловые сети. В прошлом году мы вложили порядка 17 млрд руб. в реконструкцию тепловых сетей, в этом году будет около 19 млрд руб. Это огромная сумма для того, чтобы наши тепловые сети работали надёжно, и это видно по снижению аварийности.
- Это неплохой путь, но у нас часть этого пути уже пройдена. У нас разрабатывается схема теплоснабжения, и при её разработке составитель должен учитывать наличие свободных мощностей ТЭЦ. Если он не учитывает, то это изъян скорее не отсутствия законодательства, а его правоприменения. Такие случаи должен смотреть регулятор и сам город, чтобы таких историй не было. То, что сделала Дания, у нас в стране по сути в какой-то степени существует. И здесь вопрос именно правоприменения и правильных стимулов для генерирующих компаний и муниципалитетов, с тем, чтобы система теплоснабжения была более эффективна.
- Спасибо.
