Современное состояния энергетики

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЯ ЭНЕРГЕТИКИ

1.1. Анализ состояния мирового энергетического хозяйства

Энергетика является одной из базовых отраслей мировой эко­номики, а органическое топливо остается доминирующим в мировом топливно-энергетическом балансе. Мировые запасы органического топлива оцениваются следующим образом: уголь - 220...330 лет; газ -35...60 лет; нефть - 25...50 лет. Одной из основных тенденций мирового топливно-энергетического баланса является снижение доли нефти, связанное с увеличением глубины ее переработки и полу­чением большего количества нефтепродуктов легких фракций. Кроме того, от скачков мировых цен на нефть (10$/баррель - 1998 г. [50]; 30...32 $/баррель - конец 1999 г.; 25...28 $/баррель - начало 2000 г.; 20...22 $/баррель - апрель 2000 г.; 40...41 $/баррель - май 2004 г., 58...62 $/баррель - 2006 г. по результатам торгов на Лондон­ской международной нефтяной бирже) зависят производители энерге­тической продукции. Повышение цен на нефть (для стран - поставщи­ков нефти) является благоприятным экономическим фактором, но нежелательным для энергетики.

В то же время наблюдается снижение темпов роста доли атомной энергетики в мировом балансе: если с середины 1960-х гг. до 1986 г. суммарная мощность АЭС удваивалась каждые 5 лет, то за последние 15 лет XX века увеличилась чуть более чем на 40 % . Например, такие страны, как Швеция, Германия, Италия, ограничили свои атом­ные программы. Хотя в настоящее время наметилась тенденция пересмотра ядерных программ в этих странах и увеличение внимания к ядерной отрасли в странах, которые официально не сворачивали свои ядерные программы, а лишь замедляли темпы развития атомной энергетики (США, Россия, Япония и др.)

Глобальные оценки потребления первичного энергоресурса были даны на 17-м конгрессе Мирового энергетического совета (МИРЭС. Хьюстон, 1998), где было отмечено, что при самом осторожном вари­анте развития энергетики в мире, когда особое внимание уделяется проблемам защиты окружающей среды (в предшествующем конгрессу 1997 г. на третьей конференции сторон Рамочной конвенции об изме­нении климата принят «Киотский протокол»), потребность в первич­ной энергии к 2050 г. составит 14 Гт нефтяного эквивалента, а к 2100 г. -21 Гт, против 9 Гт на 1990 г.

В целом, в перспективе ближайших 40-50 лет прирост генерирую­щих мощностей в мире будет обеспечиваться в немалой степени за счет тепловых электростанций на органическом топливе, в том числе и за счет более широкого использования низкосортных топлив. Топливный баланс вводимой энергетической мощности оценивается следующим образом: 31 % - уголь; 24 % - газ; 22 % - гидроэнергия; 10 % - АЭС; 7 % - мазут; остальные 6 % - дру­гие. Это связано в основном с большим опытом использования технологий энергопроизводства на базе органического топлива и бла­гоприятной (в целом) конъюнктурой мировых цен на него, табл. 1.1.

Таблица 1.1

Цены на органическое топливо, $/т. у.т.

Топливо	Год
1991	1993	1994	1996	1998	2000	2004	2005	2010
Газ	41,7	62,5	69,4		80		100		160
Нефть					66	120	240	360
Мазут			55,9		96
Качественный уголь	27,8	29	36	29				28,6	30
Низкокачественный уголь	7,1	7		7				7

В энергобалансах ряда стран увеличивается доля угля (например, в «США доля угля в производстве электроэнергии в 2002 г. составляла 57%, а по прогнозу в 2010 г. составит 65 %), что обусловлено не s последнюю очередь появлением экологически чистых технологий сжигания при высокой эффективности процессов. КПД современ­ных паровых энергоблоков, работающих на каменных углях, может составлять 44...45 % и доходить до 47 % (при низкой температуре циркуляционной воды и глубоком вакууме). Такое повышение эконо­мичности достигнуто благодаря переходу на суперкритические пара­метры перегретого пара: давление - 26...30 МПа, температура -5S0...610 °С. В некоторых случаях (в Японии, Дании) применяется двойной промперегрев пара с температурами 566/566/566 или 580/580/580 °С при мощности блока до 700 МВт. В перспек­тиве планируется довести эффективность блока до 52...55 % при по­вышении температуры пара до 700...720 °С. Для сравнения: КПД со­временных ПГУ находится на уровне 57...58 %. В табл. 1.2 показаны прогнозы некоторых крупных энергетических компаний по перспективному размещению заказов на паросиловое и газотурбинное оборудование.

Таблица 1.2

Прогноз заказов на генерирующее оборудование

Вид оборудования	General Electric Со	Siemens
в % ко всему заказанному энергооборудованию
Паротурбинные энергоблоки на угле	34	55...60
Газовые турбины	39	40...45
Гидроагрегаты	22
Оборудование для АЭС	5

В то же время, по оценкам специалистов США, использование твердых органических топлив будет связано главным образом с их энерготехнологической переработкой с получением в качестве товар­ного продукта электроэнергии, тепла, холода, жидких топлив, горючих газов и т. п. Такое объединение энергетического и химического производства осуществлено в ЮАР на различных комбинатах, где по­средством газификации угля получают синтетический газ с последую­щим получением жидкого синтетического топлива. Аналогичные работы ведутся и в других странах.

Однако энерготехнологическое производство может использовать в качестве топлива не только уголь. Например, в Голландии (Роттердам) на нефтеперерабатывающем заводе промышленно эксплуатируется ПГУ мощностью 120 МВт, работающая на газифицируемых нефтяных остатках с одновременным получением водорода. Такие и более сложные энерготехнологические комплексы (например, энергоагропромкомплекс) рассматриваются как основа энергетики будущего.

Мировая научная общественность огромное внимание уделяет эко­логическим проблемам энергетики. Вариантами решения этой задачи являются использование нетрадиционной энергетики и повсе­местное энергоресурсосбережение.

Обобщая сказанное, можно сделать следующие выводы.

1.  Органическое топливо остается доминирующим видом топлива на ближайшую и отдаленную перспективу в мировом топливном ба­лансе.

2.  Доля нефти (нефтепродуктов) как энергетического топлива снижается в пользу газа и угля.

3.  При использовании в качестве основного топлива газа перспек­тивными считаются парогазовые электростанции с КПД не менее 57...60 %.

4.  Основой энергетики будущего на базе использования твердых топлив следует считать энерготехнологические предприятия с ком­плексной переработкой топлива и получением гаммы продуктов с то­варными свойствами.

5.  Экологические проблемы энергетики продолжают оставаться актуальными.

1.2. Состояние энергохозяйства России

В нашей стране использование органического топлива в энерге­тике в ближайшей и отдаленной перспективе будет доминирующим. При этом доля твердых топлив по отношению к жидким и газообраз­ным будет возрастать. Это связано в первую очередь с тем, что нефть и газ являются валютообразующим сырьем. Годовой экспорт России со­ставляет: нефти - 43 % от добычи; газа - 40 %; нефтепродуктов - 34 %. При этом доля российского газа в европейском потреблении составля­ет около 30...35 %.

В современной энергетике Рос­сии основным топливом для ТЭС страны является природный газ, доля которого в топливном балансе РАО «ЕЭС России» находится на уровне 70 % (а для электроэнер­гетики России в целом - 67 %, рис. 1.1). В европейской части Рос­сии доля газовых ТЭС в структуре генерации электроэнергии ТЭС превышает 80 % [124]. По объему добычи газа в России первенствует - 86 % от общей добычи (в частности, в 2004 г. из общего объема добычи в стране 633 млрд. м3 на «Газпром» приходит­ся 545 млрд. м3). В планах - увеличение уровня добычи газа к 2010 г. до 550...560 млрд. м3, в 2020 г. до 580...590 млрд. м3, а к 2030 г. до 610...630 млрд. м3. В то же время требуемые объемы газа для России уже в 2020 г. должны составить 700 млрд м3. При этом в прогнозируется спад добычи газа на уже освоенных ме­сторождениях.

Рис. 1.1. Структура топливного баланса энергетики РФ

Таким образом, при сопоставимом с увеличении темпов добычи газа другими компаниями в России в 2030 г. будет добываться 695...720 млрд. м3 газа, из которого на внутрен­ние нужды останется (при сохранении доли экспорта) 430 млрд. м3, что приблизительно в 1,6 меньше требуемого на 2020 г.

Аналогичные прогнозы приведены в, где утверждается, что спрос на российский газ, с учетом прогнозов экспорта в Китай и США (80 млрд. м3), роста поставок в Европу (на 3,5 % в год) и ны­нешних темпов увеличения внутреннего потребления (2,6 % в год), превысит 1 трлн. м3. Объем дефицита оценивается более чем в 300 млрд. м3, даже с учетом поставок газа в Россию около 100 млрд. м3 по импортным каналам из стран среднеазиатского региона (САР) (что приблизительно в 1,7 раза больше уровня 2005 г.).

В 2006 г. поставки российского газа на внутренний рынок составляли «370 млрд. м3 (с учетом импорта 430 млрд. м3) в год, из них 52 млрд. м3 использованы на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) для получения каучука, полимеров, синтетических жидких топлив, сжиженных углево­дородных газов и т. п. (с учетом строительства 73 млрд. м3).

Наиболее крупными потребителями природного газа в России явля­ются электроэнергетика (170 млрд. м3 в год, или 39 % внутрироссийского потребления), а также население и ЖКХ: 135 млрд. м3, или 31 %; в том числе коммунально-бытовой сектор 13 % (включая бытовое потребле­ние на уровне 5 млрд. м3), и котельно-печное хозяйство 18 %).

Сегодня практически не существует сценария развития топливно-энергетического комплекса (ТЭК) страны, который не предусматривал бы (в той или иной мере) сокращения использования газа в энергети­ческой отрасли. При этом речь идет о пе­рераспределении потоков энергетических ресурсов в будущие периоды времени при постоянном наращивании добычи газа и увеличении его импорта из стран САР (среднеазиатского региона).

В частности, программой развития РАО «ЕЭС России» преду­смотрено увеличение поставок «голубого топлива» на 28 млрд. м3 (32 млн. т. у.т.) в

2010 г. и на 47 млрд. м3 (53 млн. т. у.т.) в 2015 по сравнению с 2006 г. При этом из 186 млрд. м3, запланированных на 2010 г., объем поставки от составит 103 млрд. м3, а дополнительные объемы будут закупаться у независимых производи­телей газа и на торговой площадке . Вместе с тем программой развития предусмотрено и снижение доли газа в то­пливном балансе отрасли до 60 % к 2015 г. Такое снижение (при запланированном суммарном вводе к 2010 г. 30 ГВт установ­ленных мощностей в секторе тепловой генерации) обеспечивается в первую очередь за счет развития угольных технологий в энергетике.

Уголь является одним из важнейших топливных ресурсов страны. Его доля в топливном балансе электроэнергетики составляет 28 %, что соответствует ежегодному потреблению в 115 млн. т каменных и бурых углей. Суммарная установленная мощность угольных электростанций составляет 52 млн. кВт. На них вырабатывается 155 млрд. кВт-ч элек­троэнергии и 110 млн. Гкал теплоты в год. Потенциально воз­можные уровни добычи углей в России представлены в табл. 1.3.

Таблица 1.3

Потенциально возможная добыча углей, млн. т

Угли	Год
2005	2010	2020	2030	2050
Всего по России	350	540	780	1050	1400
из них:
Кузнецкие (КУ)	140	200	250	300	350
Восточно-сибирские	130	220	340	510	730
в том числе:
КАУ	90	150	240	400	600
дальневосточные	35	50	80	100	130

Стратегически уголь стабилизирует и повышает долговременную надежность топливного баланса, так как нормативные складские запа­сы угля на ТЭС делают их менее зависимыми от социально-экономической, транспортной или иной конъюнктуры в отопительный период. Одновременно с этим либерализация цены на газ для россий­ских потребителей, которая предусматривает к 2020 г. достижения мировых цен, обусловливает интерес к углю как к стра­тегическому сырью.

Кроме того, энергетическое хозяйство нашей страны характеризуется тем, что из 700 электростанций общей мощностью около 200 млн. кВт 64 % - это тепловые электрические станции, 22 % - ГЭС, 13 % - АЭС и 1 % - прочих. В 2006 г. электро­станциями России выработано 975,5 млрд. кВтч, отпущено 477,8 млн. Гкал теплоты внешним потребителям.

Структура генерирующих мощностей и производство электрической и тепловой энергии по территориальным округам представлена на рис. 1.3-1.4.

а)

б)

Рис. 1.3. Территориальная структура установленных мощностей в России:

а) – генерации электроэнергии; б) – генерации теплоты.

а)

б)

Рис. 1.4. Территориальная структура производства электроэнергии (а) и теплоты (б).

Структура энергетики каждого федерального округа России и его топливный баланс показаны на рис.

Рис. 1.6. Структура генерации (а) и топливопотребления (б) Северо-Западного ФО.

Рис. 1.6. Структура генерации (а) и топливопотребления (б) Центрального ФО.

Рис. 1.7. Структура генерации (а) и топливопотребления (б) Южного ФО.

Рис. 1.8. Структура генерации (а) и топливопотребления (б) Приволжского ФО.

Рис. 1.9. Структура генерации (а) и топливопотребления (б) Уральского ФО.

б)

Рис. 1.9. Структура генерации (а) и топливопотребления (б) Сибирского ФО.

Рис. 1.9. Структура генерации (а) и топливопотребления (б) Дальневосточного ФО.

Как видно из приведенных данных в энергетике России значительное место занимает комбинированное производство энергии, т. е. большую долю в структуре генерирующих мощностей занимают ТЭЦ. При этом структура генерирующих мощностей ТЭЦ по параметрам пара представлена на рис. 1.10.

Рис.Структура генерирующих мощностей ТЭЦ по начальным параметрам пара.

В то же время около 3млн. кВт (15 % на 1998 г.) оборудования выработало свой ресурс, а в 2005 г. эта цифра составила 55 млн. кВт (против 5 млн. кВт в 1993 г. и 15 млн. кВт в 1997), при увеличении удельных расходов топлива на выработку электроэнергии.