Энергетика и декарбонизация

Решать комплексно

Сунгат Есимханов,
вице-министр энергетики:

– Согласно утвержденному балансу мощности к 2030 году при необходимом уровне резерва в 17% потребность в электрической мощности составит 28,2 ГВт. При этом с учетом ввода новых мощностей Казахстан будет располагать всего 22 ГВт.

Объем дефицита электрической мощности в Единой электро­э­нергетической системе, даже с учетом ввода порядка 4 ГВт новых мощностей, превышает 6 ГВт. Поэтому для обеспечения электрической энергией населения и развивающейся экономики страны, а также увеличения экспорта разработан План мероприятий по развитию электроэнергетической отрасли, предусматривающий ввод до 2035 года дополнительно примерно 26 ГВт новых генерирующих мощностей.

За счет реконструкции и расширения действующих энергоисточников будет обеспечено дополнительно 5,6 ГВт (17 проектов).

В рамках строительства новой генерации предусмотрен ввод порядка 6,7 ГВт газовой и угольной генерации (18 проектов), в том числе 2,4 ГВт – в рамках аукционных торгов по отбору маневренной генерации.

Ввиду наличия высокого потенциала развития сектора возобновляемых источников энергии (СИЭ) в рамках аукционов по отбору проектов Министерством энергетики разработан и утвержден график проведения аукционных торгов на пятилетний период. Общая выставленная мощность на аукцион составила 6,7 ГВт. На разных этапах со стратегическими инвесторами ведется проработка крупномасштабных проектов ВИЭ мощностью 5 ГВт.

Также в случае принятия соответствующего решения по итогам референдума планируется осуществить проект по строительству атомной электростанции мощностью 2,4 ГВт.

Таким образом, при успешном выполнении Плана мероприятий по развитию электроэнергетической отрасли структура установленной мощности по видам топлива к 2035 году сложится следующим образом: ВИЭ – 24,4%, ГЭС – 10,8%, газ – 25,8%, уголь – 34,3% и АЭС – 4,7%.

Значительное снижение доли угольной генерации в объеме потребления электроэнергии будет обеспечено за счет ввода возобновляемых, альтернативных источников энергии и газовой генерации. Тем самым к 2035 году планируется достижение углеродного офсета на уровне 44 миллионов тонн СО2 в год.

Совместно с Министерством национальной экономики в соответствии с поручением Главы государства претворяется в жизнь обновленная программа «Тариф в обмен на инвестиции», направленная на модернизацию сектора генерации. Одна из ключевых ее целей – снижение уровня изношенности основных фондов отечественных станций к 2032 году не менее чем на 15%.

Программа осуществляется путем создания привлекательного инвестиционного климата в секторе генерации, для чего отраслевым министерством приняты соответствующие нормативно-правовые акты. В частности, для повышения инвестиционной привлекательности увеличен годовой лимит возвратных инвестиций с 32 миллиардов до 428 миллиардов тенге.

Вместе с тем увеличен предельный тариф на услугу по поддержанию готовности электрической мощности с 590 тысяч тенге за МВт в месяц до 1 065 тысяч тенге за МВт в месяц в 2024 году с учетом ежегодной индексации на уровень инфляции в последующие годы.

Министерством подготовлены также законодательные поправки, касающиеся внедрения встречных обязательств со стороны участников рынка по обеспечению прозрачности целевого использования полученных средств и достижения ключевых индикаторов, таких, как снижение изношенности, аварийности и улучшение экологических показателей.

Если менеджмент хромает…

Рустам Кунанбаев, руководитель управления регулирования в сфере теплоэнергетики Комитета по регулированию естественных монополий МНЭ РК:

– С 2015 года мы утверждаем предельные уровни тарифов на срок не менее чем пять лет. Субъект естественных монополий (СЕМ) может заявить и на более долгий в перспективе срок действия тарифа – вплоть до 15 лет, закон не ограничивает.

Но СЕМ считают, что с экономической точки зрения это не совсем выгодно. При расчете предельного тарифа в первый базовый год затраты монополиста складываются на базе факта предыдущего года, а в последующие годы только индексируются на 4–5%. Если далее 10–15 лет государство будет индексировать тариф, то в совокупности это, предположительно, составит лишь 30–40% роста в 2026 году по отношению к 2016-му. Кроме того, ежегодно стабильно дорожают сырье, материалы, ГСМ.

На практике мы видим, что пять лет СЕМ могут работать более или менее безубыточно. Ежегодно нам приходится пересматривать тариф, так как рост стоимости газа, угля или мазута неизбежно приводит к удорожанию тепловой энергии. К примеру, уголь в себестоимости тарифа занимает 60%, а он находится в конкурент­ной среде, то есть государство его цену не регулирует.

Ежегодно, как правило, в январе и июне цена на уголь растет. СЕМ не могут уйти в убытки из-за роста затрат на его закупку, а в статье 22 Закона «О естественных монополиях» предусмотрены основания для изменения тарифа на услуги теплоснабжения, вот они в уполномоченный орган и обращаются за изменением тарифа. Другое основание – изменение налогового законодательства, среднемесячной номинальной заработной платы одного работника по видам экономической деятельности в регионе (городе), сложившейся по данным статистики за год.

Нам приходится слышать от монополистов, что тариф на теп­ло заведомо низкий, и убытки им приходится покрывать за счет производства электроэнергии, однако я с этими доводами не согласен. 37 ТЭЦ страны комбинированные, то есть они вырабатывают как тепловую, так и электрическую энергии. При этом вырабатывается на начальном этапе электроэнергия, а тепло – побочный продукт, и, согласно методике раздельного учета затрат, расходы распределяются в среднем 70 на 30. Я считаю, что у монополистов менеджмент слабый: они не могут правильно заложить затраты и обосновать их.

СЕМ имеют право корректировать свои заявки, не дожидаясь конца текущего года, то есть заранее информировать КРЕМ о переносе сроков завершения ремонта из-за недобросовестных подрядчиков или погодных условий.

Однако некоторые СЕМ не знают своих прав и обязанностей, несвоевременно заявляют о корректировках, не всегда предоставляют подтверждающие документы на свои затраты, не могут определить, какая статья затрат для них важнее, часто закладывают ремонт ради ремонта, а потом, если он срочно потребуется на другом участке, перебрасывают туда деньги. А это уже явно нецелевое использование средств. Таким образом, СЕМ «страдают» от неправильного планирования.

Ежегодно нами анализируются отчеты СЕМ об исполнении тарифной сметы и мероприятий инвестпрограммы. В случае, если выясняется, что не все они выполнены, то есть не все средства, заложенные в тариф, освоены, данные деньги возвращаются потребителям путем введения временного компенсирующего тарифа. Чтобы исключить коррупционные риски, КРЕМ работает с компаниями только через онлайн-платформу «Монополист».

Что касается планов, мы изучали опыт тарифообразования других стран и намерены внедрить стимулирующий метод, который не предполагает жесткого контро­ля тарифной сметы. Затраты при нем делятся на контролируемые и неконтролируемые.

В контролируемых затратах СЕМ может менять статьи расходов, предположим, сэкономить на покупке канцтоваров и повысить зарплату сотрудникам, главное – потом отчитаться. Монополист, помимо прибыли на инвестиционную программу, сможет зарабатывать дополнительную прибыль, но только достигнув определенного показателя КРI. Причем тогда СЕМ самостоятельно сможет решать, куда направить эту прибыль, – на развитие, повышение зарплаты или другие цели.

Нами совместно с отраслевыми госорганами и акиматами с начала 2023 года осуществляется программа «Тариф в обмен на инвестиции», направленная на обновление коммунальной инфраструктуры путем стимулирования новых инвестиций в отрасль.

Внесены поправки в законодательство в сфере естественных монополий, на основании которых в 2023 году были рассмотрены заявки на изменение тарифов и инвестиционных программ. В результате тарифы на коммунальные услуги в среднем выросли на 20–30% с учетом обеспечения баланса интересов потребителей и предприятий.

При этом социально уязвимые слои населения защищены от роста тарифов благодаря механизму жилищной помощи: местные исполнительные органы компенсируют им часть коммунальных расходов.

В текущем году вводится автоматизированная система управления рисками (СУР) в сфере естественных монополий, согласно которой проводится автоматизация государственного контро­ля и надзора. СУР направлена на снижение вероятности наступления неблагоприятных факторов путем градации СЕМ по степеням риска для последующего контро­ля. Так, с начала 2024 года СУР назначает проверки без участия человека.

В случае выявления нарушений уполномоченный орган вынесет предписание об их устранении. По итогам СЕМ обязан произвести перерасчет и вернуть деньги потребителям. Кроме того, СЕМ будет и оштрафован.

Таким образом, мы за соблюдение баланса интересов потребителей и компаний-монополистов. СЕМ должны качественно предоставлять услуги, не завышая тариф и не работая в себе убыток, а также использовать деньги, полученные от потребителей, на заложенные в тарифе цели.

Индустриализация невозможна без инноваций

Марат Кошумбаев, доктор технических наук, заслуженный энергетик Казахстана:

– Экономика Казахстана весьма энергоемка. Продукция и услуги имеют из-за этого высокую себестоимость, что сказывается на конкурентоспособности казахстанских товаров и услуг на внешнем и внутреннем рынках. Поэтому развивать казахстанское производство весьма пробле­матично.

На предприятия с 2026-го будут налагаться штрафы за превышение выбросов СО2 по сравнению с 1990 годом. В этой связи тепловая угольная энергетика Казахстана должна принять меры по декарбонизации ТЭС и на промежуточном этапе использовать низкоугле­родные технологии. С другой стороны, для снижения энергоемкости производств необходимо снижать тарифы на энергию и проводить мероприятия по обеспечению энергоэффективности производств.

Как известно, в связи с обязательствами по Парижскому соглашению Казахстан должен к 2030 году на 15% сократить выбросы СО2 и выйти на нейт­ральность к 2060 году. Это амбициозные цели, учитывая, что энергосистема республики состоит в основном из ТЭЦ, ТЭС и котельных, работающих на угле.

Отличительной особенностью тепловой энергетики Казахстана является использование высокозольного (более 40%) экибастузского угля. Минерализованное топливо плохо горит и требует специальных условий для создания тепловых режимов.

Развитие теплоэнергетики на высокозольных экибастузских углях требовало новых подходов. Были разработаны уникальные высокоэффективные технологии сжигания высокозольных углей. Использование тепловых станций и котельных позволило широко развивать индустриализацию республики и сельское хозяйство. Однако уже в 80-х годах прошлого века стало очевидно, что тепловая энергетика связана с вредными выбросами газов и зольными отвалами.

Если вредные газы нейтрализовались специальными фильтрами, то углекислый газ без помех поступал в атмосферу. Во многих городах и населенных пунктах Казахстана, где были тепловые угольные станции и котельные, накопились большие объемы зольных отходов, вредное воздействие которых отражалось на экологии, здоровье населения. Многие научные исследования по сокращению вредных выбросов и отходов теплоэнергетики были прерваны с распадом Советского Союза.

За годы независимости Казах­стана­ финансирование НИОКР резко сократилось и на сегодняшний день составляет меньше 1% от ВВП. Такое отношение к науке не позволяет развивать инновации и повышать компетенции наших ученых и инженеров в области новых знаний.

Тем не менее собственные казахстанские технологии разрабатываются, одна из них имеет полупромышленный образец и может быть внедрена в энергосистему.

Для перехода тепловой энергетики к низкоуглеродному развитию можно рекомендовать технологию Баянды Диханбае­ва, снижающую выбросы СО2 на 50–90% и полностью снимающую проблемы с отходящими вредными газами, взвешенными и твердыми отходами.

Зола перерабатывается, и из нее получаются металлы (цинк, германий, галлий) и строительный материал. При этом рыночные цены на металлы на порядок выше стоимости энергии, что позволяет не только обеспечить декарбонизацию тепловой энергетики, но и снижать себестоимость тепла и электроэнергии.

Дальнейшее развитие технологии Диханбаева позволит транс­формировать не только тепловую энергетику в низкоуглеродную сферу, но и угольную промышленность – в высокотехнологическое производство с высокой степенью переработки сырья. Очень важно применение данной технологии в металлургии, где термическая обработка руды происходит за счет сжигания угля. Из-за низкой стоимости производства металлов можно использовать не только руду с низким содержанием металлов, но и отходы энергетики и металлургии.

Если решать задачу комплекс­но, ТЭЦ из убыточных станут высокоэффективными, потому что продажи металлов намного выгодней продаж тепла и энергии. Сейчас же ТЭЦ не могут ни уголь купить, ни запчасти, не могут качественно и вовремя сделать обязательные осмотры, выполнить запланированные мероприятия.

Технология Диханбаева – казахстанская, разработана уже лет 20 назад. Все это время автор пытается ее внедрить, но она пока только была представлена на EXPO-2017.

Чиновники боятся новизны. Не желают вникать ни в физику, ни в химию, ни в суть процесса. Серьезным сдерживающим фактором для внедрения новых технологий является также отсутствие инновационной инфраструктуры и законодательной базы для стимулирования бизнес-среды, ученых и инженеров к внедрению казахстанских разработок в экономику, отсутствует административная и уголовная ответственность за игнорирование или препятствование финансированию и внедрению современных технологий при строительстве новых предприятий и модернизации существующих.

«Второе дыхание» угля. Чистое

Мадина Алиярова, кандидат технических наук, теплоэнергетик, почетный энергетик РК:

– Приоритетному развитию угольной энергетики еще во времена Советского Союза способствовало наличие на территории нашей республики значительных запасов минерального топлива.

При этом основным энергетическим углем для тепловых электростанций (ТЭС) страны стал высокозольный дешевый уголь Экибастуза, добываемый «легким» (относительно традиционного шахтного метода) открытым способом.

Для использования углей разреза «Богатырь» специально были построены несколько ГРЭС: Экибастузские ГРЭС-1, ГРЭС-2, Ермаковская (ныне Аксуская ГРЭС). Доля каменного топлива в балансе этих станций составляет около 90%.

Однако уголь Экибастузского месторождения при всей его дешевизне низкосортный, с большим содержанием золы. Прак­тически половина его состава – минеральный балласт. Именно поэтому при сжигании этих углей наблюдается ряд проб­лем, связанных с вопросами не только эффективного горения, но и необходимостью соблюдения экологических требований.

Остаются вопросы, касающиеся снижения выбросов, – не считая парниковых газов СО2, еще и летучей золы, оксидов азота и серы, множества микроэлементов и химических соединений, несущих в той или иной мере угрозу окружающей среде – воздушному бассейну, поверхностным водам и почвам.

Во многих странах Европы и в США идет постоянная работа по поиску и разработке новых «чистых» технологий, позволяющих обеспечить не только эффективное сжигание твердого топлива, но и необходимые экологические характеристики. В Великобритании, например, уже несколько десятков лет существует научно-исследовательский институт Clean Coal Research Center, подобные структуры есть также в Канаде, США, КНР и других странах.

В нашей республике вопросами эффективного сжигания угля много лет занимался Казахский НИИ энергетики им. Ш. Чокина, в союзную бытность подчинявшийся непосредственно Министерству энергетики СССР.

Под «чистыми» угольными технологиями фактически мы понимаем набор методов подготовки топлива, а далее – способов его сжигания, минимизирующих негативные последствий для окружающей среды.

В качестве примера часто показывают метод улавливания и хранения углекислого газа – при этом захватывается диоксид углерода, выделяющийся в процессе горения топлива, обеспечивается его вывод в почву­ (закачивание в подземные полости).

Есть метод кислородно-топ­ливного сгорания. При этом происходит переработка дымовых газов, возврат их обратно в систему ТЭС и смешивание с чистым кислородом, чтобы увеличить эффективность сжигания угля. Эта техника снижает выбросы азотных соединений и позволяет извлекать больше энергии из каменного топлива.

В качестве предварительной подготовки угля на некоторых тепловых станциях есть возможность очищать его от серы перед сжиганием.

Проблема со всеми данными методиками в том, что они очень дороги и энергозатратны. Ни государство, ни частные инвесторы не готовы выделять дополнительные инвестиции для улучшения технологии сжигания углей или их предварительной подготовки. И самое важное – ни в стране, ни в мире нет пока политической воли для нормативного регулирования использования «чистых» угольных технологий.