Современная тепловая энергетика России – это 2249 блоков суммарной мощностью почти 161,3 ГВт. Две трети из них работают на газе, оставшиеся 739 агрегатов на 55,7 ГВт – на угле. Таковы, по крайней мере, данные на 1 января 2016 года, которые приведены в свежем справочнике по наилучшим доступным технологиям сжигания топлива на крупных установках в целях производства энергии, подготовленном Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии. Согласно им, основу отрасли составляют ТЭЦ, производящие и тепло, и электричество. И уголь точно так же является сырьём для трети из них – его используют 585 энергоблоков из 1713. Схожая пропорция наблюдается и в структуре выработки электричества на тепловых станциях.

Поправка на стратегию

Это справедливо для России в целом, различия проявляются на региональном уровне. Газ как источник топлива для тепловых электростанций доминирует в европейской части страны, в Сибири и на Дальнем Востоке главенствующую роль играет уголь. Такое положение дел сохранится как минимум в ближайшие два-три десятилетия. «Опираясь на обосновывающие материалы к проекту Энергетической стратегии [России на период до 2035 года], Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2035 года и наши собственные исследования, мы наметили тенденции в развитии отрасли, – пояснил заведующий лабораторией межотраслевых и межрегиональных проблем ТЭК Института систем энергетики имени Л.А. Мелентьева СО РАН Анатолий Лагерев. – В частности, динамику внутренней потребности в электроэнергии, рациональные энергобалансы, демонтаж старых и ввод новых генерирующих мощностей, изменения технологической структуры».

«Мы» – это группа учёных, подготовившая доклад об участии восточных регионов страны в инновационное развитие тепловых электростанций в долгосрочной перспективе. То есть помимо самого Лагерева – заместитель директора по науке ИСЭМ СО РАН Борис Санеев, ведущий научный сотрудник лаборатории межотраслевых и межрегиональных проблем ТЭК Валентина Ханаева и младший научный сотрудник Константин Смирнов. Исследователи рассчитали, какими путями будет развиваться отрасль, опираясь на модель, которая позволяет описать развитие топливно-энергетического комплекса России до 2050 года в разрезе федеральных округов и макрорегионов. В основе их прогноза, как и в случае со стратегическими документами, лежат два сценария – консервативный и целевой. Они различаются ожидаемыми темпами развития всей экономики и энергетики в отдельности. Как следствие, для роста ВВП до 2050 года заложен коридор в 2–3,5%. На сопоставимые цифры, только на перспективу до 2035 года, ориентируются и разработчики проекта Энергетической стратегии.

В Институте систем энергетики прогнозируют, что среднегодовые темпы роста валового регионального продукта в Сибири и на Дальнем Востоке до 2050 года будут опережать темпы роста ВВП страны на 0,2–0,3%. Это соответствующим образом скажется и на динамике электропотребления, несмотря на снижение энергоёмкости ВРП. Так, если потребление электроэнергии в целом по стране к 2050 году может вырасти с нынешних 1,06 трлн кВт-ч до 1,5–1,7 трлн кВт-ч, то в восточных регионах оно увеличится с 266 млрд кВт-ч до 405–447 млрд кВт-ч в зависимости от сценария, по которому будет развиваться экономика.

Незаменимое топливо

Сообразно росту потребления прибавит и выработка электричества. Вместо 1,07 трлн кВт-ч – таков, как сообщает Системный оператор Единой энергетической системы России, объём производства по итогам 2017 года – речь к 2050 году будет идти о 1,6–1,8 трлн кВт-ч. «При этом более половины прироста производства электроэнергии будет обеспечено за счёт ТЭС на органическом топливе, – отметил Лагерев. – Где-то 25% обеспечат АЭС, ещё 20–25% – ГЭС и ВИЭ». Схожая точка зрения отражена в прогнозе научно-технологического развития отраслей ТЭК России на период до 2035 года. Его авторы подчёркивают: «Имеются все основания ожидать продолжения технологического развития газовой и угольной электрогенерации, атомной энергетики».

В масштабах всей страны это означает строительство новых мощностей на газе и увеличение его доли в топливном балансе. Установленная мощность парогазовых энергоблоков, по оценке учёных из ИСЭМ СО РАН, может вырасти с 15 ГВт в 2015 году до 72–75 ГВт к 2035-му и 120–135 ГВт к 2050 году. Таким образом, в технологической структуре тепловых электростанций России они займут 65%. Роль угля снизится: он будет обеспечивать 13-14% выработки электричества против 19% в настоящее время. За Уралом, особенно в Сибири, он, напротив, сохранит главенствующее положение. «Доля восточных регионов в производстве электроэнергии на газе увеличится с 3% до 7%, на угле – с 68% до 98%, – констатировал Лагерев. – Практически все угольные электростанции будут сосредоточены в Сибири и на Дальнем Востоке».

Как бы парадоксально это ни звучало, такая тенденция вполне соотносится с курсом на инновации и снижение воздействия энергетики на окружающую среду. Ведь ставку в развитии угольной генерации делают на агрегаты, работающие при суперсверхкритических параметрах пара. То есть при давлении 28–30 МПа и температуре 585–600 градусов Цельсия. Их коэффициент полезного действия достигает 45-46%. Для сравнения, КПД энергоблоков на сверхкритические параметры – в России их насчитывается 120 штук, в том числе 40 угольных, действующих при давлении пара 24 МПа и температуре 545 градусов, – составляет 33–36%. Чем он выше, тем выше эффективность агрегатов, меньше удельный расход топлива и ниже воздействие на природу.

В мире накоплен значительный опыт эксплуатации энергоблоков на суперсверхкритические параметры пара. Есть он и в нашей стране. Ещё в 1949 году Всероссийский теплотехнический институт запустил опытный котлоагрегат, рассчитанный на использование пара давлением 30 МПа и температурой 600 градусов. А в сентябре 1968 года на Каширской ГРЭС в Подмосковье заработал надстроечный блок СКР-100 – котёл производительностью 710 тонн пара в час и турбина на 100 МВТ, у которого эти параметры составили 30 МПа и 650 градусов соответственно. Оказалось, что при большей эффективности он несколько уступает в надёжности «сверхкритическим» агрегатам. Однако опыт эксплуатации в целом признан положительным, и научно-технический совет Всероссийского теплотехнического института в 2011 году рекомендовал учесть его при разработке угольных агрегатов нового поколения.

«Энерго-машиностроение нужно подготовить»

Разработчики научно-технологического прогноза развития отраслей ТЭК утверждают, что в среднесрочной перспективе «в угольной генерации максимальный эффект могут дать разработка и освоение производства нового паротурбинного оборудования для замещения выводимых угольных энергоблоков мощностью 100–500 МВт на КЭС и 100–250 МВт на ТЭЦ, в том числе на суперсверхкритические параметры пара». В качестве первоочередной задачи они называют создание типового блока мощностью 225 МВт, но для замещения выводимого из работы оборудования тепловых электростанций необходимы блоки и на 100–120 МВт. Ёмкость внутреннего рынка в прогнозе оценивается минимум в 10–20 ГВт. «Или 100–120 энергоблоков мощностью 100–330 МВт на период до 2035 года», – сказано в прогнозе.

«На практике до 2025 года в России могут появиться только опытно-промышленные образцы», – подчеркнул, в свою очередь, Лагерев. Тем не менее к 2050 году в эксплуатацию может быть введено 20–25 ГВт генерирующих мощностей, рассчитанных на суперсверхкритические параметры пара. Поскольку в европейской части страны развивается газовая энергетика, ожидается, что создавать их будут в Сибири и на Дальнем Востоке. Новые энергоблоки при этом не только заменят существующее оборудование электростанций, но и будут использоваться на перспективных объектах. С учётом демонтажа действующих агрегатов их доля в технологической структуре ТЭС восточных регионов достигнет 45%. «Долгосрочный прогноз должен не столько отражать реальность, сколько выполнять аналитические функции, – заключил заведующий лабораторией межотраслевых и межрегиональных проблем ТЭК ИСЭМ СО РАН, говоря о перспективах внедрения новых технологий. – Энергомашиностроение нужно к этому подготовить и начинать производить новое оборудование».