За даними World Energy Council (WEC), на вугільні станції в США та Німеччині припадає більше половини електроенергії, що виробляється, а в Австралії, Індії та Китаї ця частка підтягується до 80% або навіть перевищує її. Причина проста, у всьому світі газ дорожчий за вугілля (середнє співвідношення 1,25/1,0), причому в деяких країнах, таких як США, використання газу ще й законодавчо квотується державою. Тому кіловат електроенергії, отриманий на вугіллі у цих країнах, якщо й не дешевше, ніж отриманий на газі та на нафті, то в жодному разі не дорожче. Згідно з дослідженнями Cambridge Energy Research Associates, виробництво електроенергії на американських вугільних електростанціях і зовсім "вдвічі дешевше".

В енергетичному балансі Росії вугілля займає значно менше місця, ніж у середньому у світі. У Росії її частка вугілля в енергобалансі загалом й у виробництві електрики, зокрема, приблизно рівні у тому й іншому випадку становлять, з різних статистичних звітів, трохи більше 18%.

На початку 1990-х років. вугілля відійшло на другий план, а потім в результаті цінової політики дешевого газу енергетики зовсім втратили інтерес до вугільної генерації, яка потребує додаткових заходів для зниження шкідливих викидів. В результаті за останні 15 років у Росії не було введено жодної вугільної електростанції, крім 2-го блоку Харанорської ГРЕС потужністю 430 МВт, а значну частину станцій, що діють, було переведено на газ.

Процес заміщення вугілля природним газом був спонтанним і некерованим, що рухається виключно економічними факторами. Споживачі замість освоєння та впровадження нових технологій спалювання вугілля робили заміну вугільного обладнання на газове. Прикладом можуть бути Псковська і Пермська ДРЕС, задумані спочатку на твердому паливі. На момент запуску на електростанціях було встановлено газові котли.

Гендиректор "Сибірської вугільної енергетичної компанії" (СУЕК) Володимир Рашевський упевнений, що вугільна генерація даремно і надто рано списується з рахунків. "Є думка, що вугілля - паливо XIX століття, а вугільна енергетика - у кращому разі досягнення століття XX, - каже В. Рашевський. - Але варто нагадати, що сьогодні у світі вугільна енергетика займає 40%, при цьому і через 20 років вона не здасть своїх позицій.

Енергетична стратегія Росії на період до 2020 року наказує підвищення енергетичних потужностей теплових електростанцій переважно за рахунок введення вугільних ТЕС. При помірному та оптимістичному варіантах розвитку зростання виробництва електроенергії на ТЕС збільшиться у 1,36-1,47 раза. При цьому частка вугілля у структурі споживання палива збільшиться до 44,4%. Але поки що механізми реалізації програми працюють погано.

"Газова пауза затягнулася, і справа тут не в цінах, - каже радник Російської Академії наук Геннадій Грицко, - ми досі ще знаходимося на стадії розподілу власності. Дефіцит газу складає Останніми роками 25-30 млн. куб. м, і ми вже закуповуємо газ, щоб постачати самих себе та країни, з якими укладено довгострокові договори, з однією лише Україною ведеться 28 проектів. Навколо цього будується велика політика. Президент Росії наголосив, що далі так тривати не буде - енергетика такої великої країни не може базуватися на одному природному газі".

Щоб змінити усталену систему, потрібен значний час та зусилля з боку підприємств та підтримка держави. У всьому світі вугілля стало об'єктом застосування сучасних фундаментальних досліджень та наукових методів. Деякі технології дозволяють кардинально змінити властивості вугілля та суттєво підвищити його енергетичну цінність, збільшивши теплоту згоряння та зменшивши зольність. Серед них – мембранні та нанотехнології, плазмові технології, підземна газифікація. Всі перелічені методи добре знайомі російським ученим та споживачам - енергетичним підприємствам, але увійти до державної програми та отримати фінансування для розвитку та впровадження нової технологіїсьогодні дуже складно. У США до 2015 року планується закінчити будівництво вугільної електростанції зі спалювання абсолютно чистого вугілля, де кількість шкідливих викидів становитиме 0%.

Всі ці технології не з чуток відомі і російським фахівцям. Із застосуванням низки загальновідомих світових технологій, багато з яких в останні роки були розроблені та експериментально освоєні російськими вченими, можна досягти достатньо високого ступеняекологічності енергетичних підприємств, що працюють на вугільному паливі Але в кожній країні, залежно від наявного обладнання та особливостей палива, ці технології мають різні точки застосування.

Не всі експерти, однак, із оптимізмом дивляться у майбутнє вугільної енергетики. Перший заступник генерального директора Інституту проблем природних монополій Булат Нігматулін, наприклад, не впевнений, що саме вугілля стане основою енергетики майбутнього. З його точки зору збережеться існуючий баланс, при якому 50% електроенергії виробляється за рахунок нафти і газу, а решта рівномірно розподілено між гідро-і атомними електростанціями, а також теплостанціями, що працюють на вугіллі.

Більшість експертів вважають, що поки газ у нас дешевий, не може бути й мови про перехід на вугілля. За їх оцінками, необхідне для газозаміщення співвідношення цін газ/вугілля залежить від регіону та знаходиться в діапазоні 1,35-1,8. Але сьогодні в Росії, завдяки неминучому зростанню цін на газ і майбутній нестачі теплових потужностей, що генерують, створюються всі об'єктивні передумови для ренесансу вугільної генерації, ідея якого вже давно витала в повітрі.

Серед галузей ПЕК вугільна промисловість Росії має найбільш забезпечену сировинну базу. Наша країна має в своєму розпорядженні значні розвідані запаси вугілля - 193,3 млрд тонн, у тому числі бурого - 101,2 млрд тонн, кам'яного - 85,3 млрд тонн, антрацитів - 6,8 млрд тонн. Основні можливості видобутку вугілля зосереджені Сибіру. Головними вугільними центрами Росії є Кузнецький басейн (43% від розвіданих у Росії запасів вугілля) і Кансько-Ачинський басейн (22%), що межує з ним. У перспективі наявні запаси можуть забезпечити річний видобуток вугілля 500 млн тонн протягом кількох сотень років.

До вчорашнього дня в моїй виставі всі вугільні електростанції були приблизно однаковими і являли собою ідеальні знімальні майданчики фільмів жахів. З почорнілими від часу конструкціями, котлоагрегатами, турбінами, мільйонами різних труб та їх хитрих сплетень із щедрим шаром чорного вугільного пилу. Рідкісні робітники, більше схожі на шахтарів, у мізерному освітленні зелених газових ламп ремонтують якісь складні агрегати, тут і там, шиплячи, вириваються клуби пари та диму, на підлозі розлилися густі калюжі з жиж темного кольору, всюди щось капає. Ось приблизно такими я бачив вугільні станції і вважав, що вік їх уже минає. Майбутнє за газом – думав я.

Виявляється, зовсім ні.

Вчора я відвідав найновіший вугільний енергоблок Черепетської ДРЕС у Тульській області. Виявляється, що сучасні вугільні станції зовсім не замурзані, і дим із їхніх труб йде не густий і не чорний.

1. Декілька слів про принцип роботи ДРЕС. У котел за допомогою насосів подається під великим тиском вода, паливо та атмосферне повітря. У топці котла відбувається процес горіння – хімічна енергія палива перетворюється на теплову. Вода протікає по трубної системи, розташована всередині котла.

2. Паливо, що згоряє, є потужним джерелом теплоти, що передається воді, яка нагрівається до температури кипіння і випаровується. Отримана пара в цьому ж котлі перегрівається понад температуру кипіння, приблизно до 540 ° C і під високим тиском 13-24 МПа по одному або декільком трубопроводам подається в парову турбіну.

3. Парова турбіна, електрогенератор і збудник становлять загалом турбоагрегат. У паровій турбіні пара розширюється до дуже низького тиску(приблизно в 20 разів менше атмосферного), і потенційна енергія стиснутої та нагрітої до високої температури пари перетворюється на кінетичну енергію обертання ротора турбіни. Турбіна надає руху електрогенератор, що перетворює кінетичну енергію обертання ротора генератора в електричний струм.

4. Забір води здійснюється безпосередньо з Черепетського водосховища.

5. Вода проходить хімічне очищеннята глибоке знесолення, щоб у парових котлах та турбінах не з'являлися відкладення на внутрішніх поверхнях обладнання.

6. Залізничним транспортом на станцію доставляються вугілля та мазут.

7. На відкритому складі вугілля крани-перевантажувачі розвантажують вагони. Далі у справу вступає великий, який подає на конвеєр.

8. Так вугілля потрапляє на ділянки дробильної установки для попереднього подрібнення вугілля та подальшого пилоприготування. У сам котел вугілля подається у вигляді суміші вугільного пилу та повітря.

10. Котельна установка розташована у котельному відділенні головного корпусу. Сам котел – це щось геніальне. Величезний складний механізм висотою із 10-поверховий будинок.

14. Гуляти лабіринтами котельної установки можна вічно. Час, відведений на зйомку, двічі встиг закінчитися, але відірватися від цієї промислової краси було неможливо!

16. Галереї, ліфтові шахти, переходи, сходи та мости. Одним словом – космос)

17. Промені сонця висвітлили крихітну на тлі всієї людини, і я мимоволі задумався, що всі ці складні гігантські конструкції придумав і побудував людина. Ось такий маленька людинапридумав десятиповерхові печі, щоб у промислових масштабах виробляти електроенергію з корисних копалин.

18. Краса!

19. За стіною від котельної установки розташовується машинний зал із турбогенераторами. Ще одне гігантське приміщення, більш просторе.

20. Учора було урочисто введено в експлуатацію енергоблок №9, що стало завершальним етапом проекту розширення Черепетської ДРЕС. Проект включав будівництво двох сучасних пилокутних енергоблоків потужністю 225 МВт кожен.

21. Гарантована електрична потужність нового енергоблока – 225 МВт;
Електричний ККД – 37.2 %;
Питома витрата умовного палива вироблення електроенергії - 330 гут/кВт*ч.

23. До складу основного обладнання входять дві парові конденсаційні турбіни виробництва ВАТ «Силові машини» та два котлоагрегати, виробника ВАТ «ЕМАльянс». Основне паливо нового енергоблоку – Кузнецьке кам'яне вугілля марки ДГ.

24. Пультова.

25. Енергоблоки оснащені першою на російському ринку інтегрованою системою сухого пилу-сіроочищення димових газів з електростатичними фільтрами.

26. Трансформатори ОРУ.

28. Введення нового енергоблоку дозволить вивести з експлуатації застаріле вугільне обладнання першої черги без зниження обсягу виробітку електроенергії та сумарної встановленої потужності станції.

29. Разом з новим енергоблоком було збудовано дві 87-метрові градирні – частину системи технічного водопостачання, яка забезпечує подачу великої кількості холодної води для охолодження конденсаторів турбін.

30. Сім прольотів по 12 метрів. Знизу така висота здається не такою серйозною.

31. На верхньому майданчику труби було водночас і жарко і прохолодно. Фотоапарат постійно запотів.

32. Вид на енергоблок із градирні. Нові енергопотужності станції спроектовані таким чином, щоб значно знизити викиди забруднюючих речовин, скоротити пиловиділення при роботі на складі вугілля, зменшити кількість води, що споживається, а також виключити можливість забруднення навколишнього середовища стічними водами.

34. Усередині градирні все виявилося досить просто і нудно)

36. На фотографії добре видно новий енергоблок та два старі. Як коптить труба старого енергоблока та нового. Поступово старі енергоблоки виведуть із експлуатації та розберуть. Такі справи.

На початку червня на Черепетській ГРЕС у Тульській області введено в експлуатацію дев'ятий пиловугільний блок встановленою потужністю 225 МВт. Поява нових вугільних потужностей швидше виняток із правил. Чому в Росії вугільна генерація витісняється газовою та атомною, а в «зеленій» Європі, навпаки, набирає популярності – розбирався «Переток.ру».

Джерело: sdelanounas.ru

Вугільні електростанції завжди грали значної ролі в енергосистемі Росії. Але в останні роки стали значно поступатися газовим та атомним аналогам. За даними Інституту енергетичних досліджень (ІНЕІ) РАН, частка вугільної генерації в Росії скоротилася з 27% на початку 2000-х років до 24%, за даними на кінець 2013 року (у Європейській частині країни – з 19% до 16%). Нові теплові потужності, що вводяться в енергосистемі, також використовують газ. Вугільні енергоблоки, втім, теж будуються – наприклад, на тій же Черепетській, Березівській ДРЕС, Красноярській ТЕЦ-3, Благовіщенській ТЕЦ та інших станціях, але їх набагато менше, ніж газових.

При цьому електростанції, що використовують вугілля, поряд з непаливними джерелами роблять істотний внесок у диверсифікацію паливного балансу, зазначив завідувач відділу розвитку та реформування електроенергетики ІНЕЇ РАН Федір Веселов, виступаючи на круглому столі«Газова та вугільна генерація Росії: реалії та перспективи». На сьогоднішній день близько 110 російських ТЕЦта ГРЕС – це вугільна генерація.

Складнощі конкуренції

Вугільні станції важливі як для диверсифікації паливного балансу країни, але й роботи вугледобувних підприємств. Наприклад, Новочеркаська ДРЕС "Газпром енергохолдингу" є найбільшим споживачем вугілля в Ростовській області. За даними ІНЕЇ РАН, електростанції залишаються найважливішими споживачами донецького та кансько-ачинського вугілля, а також родовищ Східного Сибіру.

Однак стан справ для вугільних електростанцій сьогодні бажає кращого. Для прикладу: конкурентний відбір потужності на 2015 рік загальних умовахне пройшли шість вугільних станцій загальною потужністю 2,3 ГВт. Їхній «врятував» статус вимушених. Але проблема є: електростанціям, що використовують вугілля, складно конкурувати з більш ефективною газовою генерацією.

«Ключовою проблемою для вугільної генерації на внутрішньому ринку є високий рівеньконкуренції із боку газових потужностей. Це, зокрема, пояснюється різними способами ціноутворення на вугільному та газовому ринках: ціни на вугілля на внутрішньому ринку утворюються з урахуванням тенденцій на світових ринках, ціни на газ у Росії регулюються державою», – повідомила начальник управління з економіки галузей. ПЕК Аналітичного центру при Уряді Російської Федерації Вікторія Гімаді.

Крім цього, будувати та експлуатувати вугільні станції дорожче, ніж газові. Так, у постанові уряду про параметри договорів про надання потужності (ДПМ) закріплено рівень капітальних витрат на будівництво 1 кВт вугільної потужності 49–53 тисячі рублів, газової – 29–42 тисячі рублів. Експлуатаційні витрати вугільних станцій також вищі (у постанові про ДПМ – приблизно 53%).

Ще одна проблема – екологічна. Газові енергоблоки «чистіші» за викидами, і їм не потрібно мати спеціальні майданчики для золовідвалів. За даними експертів, сьогодні на російських станціях накопичено понад 1 млрд тонн золошлакових матеріалів, а їх переробка (наприклад, на потреби будівництва) поки що розвинена не на повну потужність.

Є блок проблем, однакових як вугільної, так інших видів генерації. Зокрема, як і раніше, гостро стоїть питання неплатежів споживачів та труднодоступності кредитних ресурсів, необхідних для покриття касових розривів. «При цьому особливістю вугільної генерації є те, що в більшості випадків вона працює в режимі комбінованого виробітку, що, з одного боку, істотно підвищує її ефективність і є її перевагою. З іншого боку, складність ринку тепла повністю перекладається на виробництво електроенергії. Досі зберігається перехресне субсидування між ринками теплової та електричної енергії. Низькі тарифи для ТЕЦ на тепло призводять до зниження економічної ефективностівугільних станцій», – розповіли «Переток.ру» в «Сибірській компанії, що генерує», яка є споживачем приблизно 16% енергетичного вугілля на внутрішньому ринку Росії.

Дезорієнтує енергетиків та відсутність стабільних правил регулювання ринку – постійна зміна правил робить вкрай важким планування довгострокових інвестицій. Страждають вкладення в ремонт та оновлення основних фондів, що є однією із причин аварій на електростанціях.

Учасники сектору не просять прямої фінансової підтримки, бажаючи лише стабільних правил гри. «Сьогодні насамперед потрібні інституційні заходи. Ми не просимо прямої фінансової підтримки. Якщо правильно побудувати роботу ринку, то вугільна генерація сама по собі є достатньо ефективною, щоб заробляти самостійно. При регулюванні галузі необхідно враховувати всі фактори, у тому числі й підтримання нормального технічного стану обладнання, а не лише прагнути максимального стримування цін», – кажуть у «Сибірській компанії, що генерує».

Експерти вважають, що поки що передумов до інтенсивного розвитку вугільної генерації в Росії немає. «Суттєвого зростання частки вугільних ТЕС у паливному балансі країни очікувати не варто, швидше за все, їхня роль у перспективі не зміниться (залишиться приблизно на рівні 25% у споживанні палива на ТЕС)», – вважає Вікторія Гімаді. На її думку, вугільні станції будуть будуватися в регіонах Сибіру та Далекого Сходу, що обумовлюється відносною територіальною близькістю джерел споживання вугілля та його видобутку. Саме там задумано проект експортно орієнтованої Єрковецької ТЕС – великої електростанції, яка може використовувати вугілля з однойменного родовища. Електроенергію, що виробляється ТЕС, передбачається постачати до Китаю. «Масштабний розвиток вугільної генерації на інших територіях (наприклад, у центральній частині Росії) малоймовірний через низьку економічну ефективність: високий рівень конкуренції різних видівгенерації, великі транспортні витрати», – вважає Вікторія Гімаді.

Вугілля посунув газ

Розглядаючи перспективи вугільної генерації, цікаво звернути увагу до Європи. З одного боку, ЄС є одним із найгучніших прихильників «зелених» енергетичних технологій – і при цьому останніми роками там було введено значну кількість вугільних потужностей (вугілля, мабуть, спадає на думку останнім, коли думаєш про чисті технології). Відіграли роль економічні чинники. Як зазначив керівник департаменту ПЕК Інституту проблем природних монополій (ІПЕМ) Олександр Григор'єв, по-перше, у ЄС значно скоротився розрив між цінами на газ та вугілля. За даними інституту, якщо у 2007 році співвідношення цін газу та вугілля становило 1,6, то у 2013 році воно досягло позначки 3,0. По-друге, відіграло роль падіння цін на вуглецеві квоти (інвестиції в газову генерацію ефективні за вартості квот понад 34–38 євро за тонну CO2). По-третє, вплив надала і економічна криза 2008 року, яка призвела до спаду промислового виробництваі, відповідно, електроспоживання.

Ці фактори призвели до того, що газові ТЕС були недозавантажені. Власники законсервували багато станцій, дехто взагалі демонтував. А будувати стало вигідніше ТЕС на вугільному паливі. Крім того, у Німеччині – найбільшому споживачі енергоресурсів у Європі, після аварії на Фукусімі у березні 2011 року уряд прийняв рішення поступово закрити всі атомні станції.

Так, за даними ІПЕМ, з 2012 року до квітня 2015-го в європейських країнах було введено 10,1 ГВт вугільної генерації (переважно в Німеччині) – майже в шість разів більше, ніж кількість введених газових потужностей. На стадії будівництва ще 8,6 ГВт вугільних потужностей: 3,3 ГВт – у Польщі, 2,7 ГВт – у Нідерландах, 1,8 ГВт – у Німеччині.

Але треба розуміти, що в більшості країн ЄС немає свого газу (крім Норвегії), тому розвиток вугільної генерації – багато в чому вимушений захід, зумовлений економічними чинниками. Так, голова італійської енерегетичної компанії Enel Франческо Стараче в кулуарах ПМЕФ заявив, що ситуація зі зростанням споживання вугілля в електроенергетиці замість газу триватиме недовго, газ найближчими роками більше використовуватиметься в енергетиці країн Європи. «Не думаю, що це триватиме довго, це є тимчасова ситуація. Ми не плануємо переводити свої станції з газу на вугілля. Думаю, найближчими роками газ буде набагато важливішим за вугілля в Європі», – цитує Стараче Інтерфакс.

Інші матеріали на тему

Танці на вугіллі

Стрімкий приріст частки газової генерації в російській енергосистемі найближчими роками має призупинитися, а в довгостроковій перспективі питома вага станцій, що працюють на блакитному паливі, зовсім знизиться щодо потужності вугільних ТЕС. Це осмислений вибір російської влади, основу якого – диверсифікація паливного балансу, розвиток внутрішнього ринку для вугільної промисловості, і навіть перспективи використання нових технологій, дозволяють зробити вугільну генерацію як ефективної, а й екологічної.

27 Березня 2014 о 14:12

В1879 р., коли Томас Алва Едісонвинайшов лампу розжарювання, почалася епоха електрифікації. Для виробництва великих кількостей електроенергії потрібно дешеве і доступне паливо. Цим вимогам задовольняло кам'яне вугілля, і перші електростанції (побудовані наприкінці XIX ст. самим Едісоном) працювали на вугіллі.

У міру того, як у країні будувалося все більше і більше станцій, Залежність від вугілля зростала. Починаючи з першої світової війни приблизно половина щорічного виробництва електроенергії у США припадала на теплові електростанціїпрацює на кам'яному вугіллі. У 1986 р. загальна встановлена ​​потужність таких електростанцій становила 289000 МВт, і вони споживали 75% усієї кількості (900 млн. т) вугілля, що видобувається в країні. Враховуючи існуючі невизначеності щодо перспектив розвитку ядерної енергетики та зростання видобутку нафти і природного газу, можна припустити, що до кінця століття теплові станції на вугільному паливі будуть виробляти до 70% всієї електроенергії, що виробляється в країні.

Однак, незважаючи на те, що вугілля довгий час був і ще багато років буде основним джерелом отримання електроенергії (у США на його частку припадає близько 80% запасів усіх видів природних палив), він ніколи не був оптимальним паливом для електростанцій. Питома вміст енергії на одиницю ваги (тобто теплотворна здатність) біля вугілля нижче, ніж у нафти чи газу. Його важче транспортувати, і, крім того, спалювання вугілля викликає низку небажаних екологічних наслідків, зокрема випадання кислотних дощів. З кінця 60-х років привабливість теплових станцій на вугіллі різко пішла на спад у зв'язку з посиленням вимог до забруднення середовища газоподібними та твердими викидами у вигляді золи та шлаків. Витрати на вирішення цих екологічних проблем поряд із зростанням вартості будівництва таких складних об'єктів, якими є теплові електростанції, зробили менш сприятливими перспективи їх розвитку з суто економічної точки зору.

Однак, якщо змінити технологічну базу теплових станцій на вугільному паливі, їхня привабливість може відродитися. Деякі з цих змін мають еволюційний характер і націлені головним чином збільшення потужності існуючих установок. Разом про те розробляються абсолютно нові процеси безвідходного спалювання вугілля, т. е. з мінімальним збитком навколишнього середовища. Впровадження нових технологічних процесів спрямоване на те, щоб майбутні теплові електростанції на вугільному паливі піддавалися ефективному контролю на ступінь забруднення ними навколишнього середовища, мали гнучкість з точки зору можливості використання різних видів вугілля і не вимагали більших термінів будівництва.

Щоб оцінити значення досягнень у технології спалювання вугілля, розглянемо коротко роботу нормальної теплової електростанції на вугільному паливі. Вугілля спалюється в топці парового котла, що є величезною камерою з трубами всередині, в яких вода перетворюється на пару. Перед подачею в топку вугілля подрібнюється в пилюку, за рахунок чого досягається майже така ж повнота згоряння, як і при спалюванні горючих газів. Великий паровий котел споживає щогодини в середньому 500 т пилоподібного вугілля та генерує 2,9 млн. кг пари, що достатньо для виробництва 1 млн. кВт-год електричної енергії. За той же час казан викидає в атмосферу близько 100000 м3 газів.
Генерована пара проходить через пароперегрівач, де його температура і тиск збільшуються, і потім надходить у турбіну високого тиску. Механічна енергія обертання турбіни перетворюється електрогенератором на електричну енергію. Для того щоб отримати більш високий ккд перетворення енергії, пара з турбіни зазвичай повертається в котел для вторинного перегріву і потім рухає одну або дві турбіни низького тиску і тільки після цього конденсується шляхом охолодження; конденсат повертається у цикл котла.

Обладнання теплової електростанції включає механізми паливоподачі, котли, турбіни, генератори, а також складні системи охолодження, очищення димових газів та видалення золи. Всі ці основні та допоміжні системи розраховуються так, щоб працювати з високою надійністю протягом 40 або більше років при навантаженнях, які можуть змінюватись від 20% встановленої потужності станції до максимальної. Капітальні витрати на обладнання типової теплової електростанції потужністю 1000 МВт зазвичай перевищують 1 млрд. дол.

Ефективність, з якою тепло, звільнене при спалюванні вугілля, може бути перетворено на електрику, до 1900 становила лише 5%, але до 1967 досягла 40%. Іншими словами, за період близько 70 років питоме споживання вугілля на одиницю електричної енергії, що виробляється, скоротилося у вісім разів. Відповідно відбувалося і зниження вартості 1 кВт встановленої потужності теплових електростанцій: якщо в 1920 р. вона становила 350 дол. (у цінах 1967 р.), то в 1967 р. знизилася до 130 дол. Ціна електроенергії, що відпускається, також впала за той же період з 25 центів до 2 центів за 1 кВт-чай.

Однак, починаючи з 60-х років темпи прогресу стали падати. Ця тенденція, мабуть, пояснюється тим, що традиційні теплові електростанції досягли межі своєї досконалості, що визначається законами термодинаміки та властивостями матеріалів, з яких виготовляються котли та турбіни. З початку 70-х років ці технічні чинники посилилися новими економічними та організаційними причинами. Зокрема, різко зросли капітальні витрати, темпи зростання попиту на електроенергію сповільнилися, посилилися вимоги щодо захисту навколишнього середовища від шкідливих викидів та подовжилися терміни реалізації проектів будівництва електростанцій. Через війну вартість виробництва електроенергії з вугілля, мала багаторічну тенденцію до зниження, різко зросла. Справді, 1 кВт електроенергії, виробленої новими тепловими електростанціями, коштує тепер більше, ніж у 1920 р. (у порівнянних цінах).

В останні 20 років на вартість теплових електростанцій на вугільному паливі найбільше впливали вимоги до видалення газоподібних, що посилилися.
рідких та твердих відходів. На системи газоочищення та золовидалення сучасних теплових електростанцій тепер припадає 40% капітальних витрат та 35% експлуатаційних витрат. З технічної та економічної точок зору найбільш значним елементом системи контролю викидів є установка для десульфуризації димових газів, часто звана системою мокрого (скрубберного) пиловловлення. Мокрий пиловловлювач (скруббер) затримує оксиди сірки, що є основною забруднювальною речовиною, що утворюється при згорянні вугілля.

Ідея мокрого пиловловлення проста, але на практиці виявляється важко здійсненною і дорогою. Лужна речовина, зазвичай вапно або вапняк, змішується з водою, розчин розпорошується в потоці димових газів. Окисли сірки, що містяться в димових газах, абсорбуються частинками лугу і випадають з розчину у вигляді інертного сульфіту або сульфату кальцію (гіпсу). Гіпс можна легко видалити або, якщо він досить чистий, може знайти збут як будівельний матеріал. У складніших і дорогих скруберних системах гіпсовий осад може перетворюватися на сірчану кислоту чи елементарну сірку - цінніші хімічні продукти. З 1978 р. установка скруберів є обов'язковою на всіх теплових електростанціях, що будуються, на пилокутному паливі. Внаслідок цього в енергетичній промисловості США зараз більше скруберних установок, ніж у всьому світі.
Вартість скруберної системи на нових станціях зазвичай складає 150-200 дол. на 1 кВт встановленої потужності. Установка скруберів на станціях, що діють, спочатку спроектованих без мокрого газоочищення, обходиться на 10-40% дорожче, ніж на нових станціях. Експлуатаційні витрати на скрубери досить високі незалежно від того, встановлені вони на старих чи нових станціях. У скруберах утворюється величезна кількість гіпсового шламу, який необхідно витримувати у відстійних ставках або видаляти у відвали, що створює нову екологічну проблему. Наприклад, теплова електростанція потужністю 1000 МВт, що працює на кам'яному куті, що містить 3% сірки, виробляє на рік стільки шламу, що їм можна покрити площу в 1 км2 шаром завтовшки близько 1 м.
Крім того, системи мокрого газоочищення споживають багато води (на станції потужністю 1000 МВт витрата води становить близько 3800 л/хв), а їх обладнання та трубопроводи часто схильні до засмічення та корозії. Ці фактори збільшують експлуатаційні витрати та знижують загальну надійність систем. Нарешті, у скруберних системах витрачається від 3 до 8% вироблюваної станцією енергії на привід насосів і димососів та на підігрів димових газів після газоочищення, що необхідно для запобігання конденсації та корозії в димових трубах.
Широке поширення скруберів в американській енергетиці був ні простим, ні дешевим. Перші скруберні установки були значно менш надійними, ніж решта обладнання станцій, тому компоненти скруберних систем проектувалися з великим запасом міцності та надійності. Деякі з труднощів, пов'язані з установкою та експлуатацією скруберів, можуть бути пояснені тим фактом, що промислове застосуваннятехнології скруберного очищення було розпочато передчасно. Тільки тепер, після 25-річного досвіду, надійність скруберних систем досягла прийнятного рівня.
Вартість теплових станцій на вугільному паливі зросла не тільки через обов'язкову наявність систем контролю викидів, а й тому, що вартість будівництва сама по собі різко підскочила вгору. Навіть з урахуванням інфляції питома вартість встановленої потужності теплових станцій на вугільному паливі нині втричі вища, ніж у 1970 р. За минулі 15 років «ефект масштабу», тобто вигода від будівництва великих електростанцій, був зведений нанівець значним подорожчанням будівництва Частково це подорожчання відбиває високу вартістьфінансування довгострокових об'єктів капітального будівництва

Який вплив має затримка реалізації проекту, можна побачити з прикладу японських енергетичних компаній. Японські фірми зазвичай більш спритні, ніж їхні американські колеги, у вирішенні організаційно-технічних та фінансових проблем, які часто затримують введення в експлуатацію великих будівельних об'єктів. У Японії електростанція може бути побудована та пущена в дію за 30-40 місяців, тоді як у США для станції такої ж потужності зазвичай потрібно 50-60 місяців. При таких великих термінах реалізації проектів вартість нової станції, що будується (і, отже, вартість замороженого капіталу) виявляється порівнянною з основним капіталом багатьох енергетичних компаній США.

Тому енергетичні компанії шукають шляхи зниження вартості будівництва нових електрогенеруючих установок, зокрема застосовуючи модульні установки меншої потужності, які можна швидко транспортувати та встановлювати на існуючій станції для задоволення зростаючої потреби. Такі установки можуть бути пущені в експлуатацію у більш стислі терміниі тому окупаються швидше, навіть якщо коефіцієнт окупності капіталовкладень залишається незмінним. Установка нових модулів тільки в тих випадках, коли потрібне збільшення потужності системи, може дати чисту економію до 200 дол. на 1 кВт, незважаючи на те, що при застосуванні малопотужних установок втрачаються вигоди від «ефекту масштабу».
В якості альтернативи будівництву нових електрогенеруючих об'єктів енергетичні компанії також практикували реконструкцію старих електростанцій, що діють, для поліпшення їх робочих характеристик і продовження терміну служби. Ця стратегія, природно, потребує менших капітальних витрат, ніж будівництво нових станцій. Така тенденція виправдовує себе і тому, що електростанції, збудовані близько 30 років тому, ще не застаріли морально. У деяких випадках вони працюють навіть з вищим ккд, оскільки не оснащені скруберами. Старі електростанції набувають все більшої питомої ваги в енергетиці країни. У 1970 р. лише 20 електрогенеруючих об'єктів США мали вік понад 30 років. До кінця століття 30 років буде середнім віком теплових електростанцій на вугільному паливі.

Енергетичні компанії також шукають шляхів зниження експлуатаційних витрат на станціях. Для запобігання втратам енергії необхідно забезпечити своєчасне попередження про погіршення робочих характеристик найважливіших ділянок об'єкта. Тому безперервне спостереження за станом вузлів та систем стає важливим складовоюексплуатаційної служби Такий безперервний контроль природних процесів зносу, корозії та ерозії дозволяє операторам станції вжити своєчасних заходів та попередити аварійний вихід із ладу енергетичних установок. Значимість таких заходів може бути правильно оцінена, якщо врахувати, наприклад, що вимушений простий станції на вугільному паливі потужністю 1000 МВт може принести енергетичній компанії збитки в 1 млн. дол. на день, головним чином тому, що невироблена енергія має бути компенсована шляхом енергопостачання дорожчих джерел.

Зростання питомих витрат на транспортування та обробку вугілля та на шлаковидалення зробило важливим фактором і якість вугілля (визначається вмістом вологи, сірки та інших мінералів), що визначає робочі характеристики та економіку теплових електростанцій. Хоча низькосортне вугілля може коштувати дешевше від високосортного, його витрати на виробництво тієї ж кількості електричної енергії значно більші. Витрати перевезення більшого обсягу низькосортного вугілля можуть перекрити вигоду, обумовлену його нижчою ціною. Крім того, низькосортне вугілля дає зазвичай більше відходів, ніж високосортне, і, отже, необхідні великі витрати на видалення шлаку. Нарешті, склад низькосортного вугілля схильний до великих коливань, що ускладнює «налаштування» паливної системи станції на роботу з максимально можливим ккд; у цьому випадку система має бути відрегульована так, щоб вона могла працювати на вугіллі найгіршої очікуваної якості.
На діючих електростанціях якість вугілля може бути поліпшена або принаймні стабілізована шляхом видалення перед спалюванням деяких домішок, наприклад мінералів, що містять сірки. В очисних установках подрібнене «брудне» вугілля відокремлюється від домішок багатьма способами, що використовують відмінності в питомій вазіабо інших фізичних характеристиках вугілля та домішок.

Незважаючи на зазначені заходи щодо поліпшення робочих характеристик діючих теплових електростанцій на вугільному паливі, у США до кінця століття потрібно буде ввести до ладу додатково 150000 МВт енергетичних потужностей, якщо попит на електроенергію зростатиме з очікуваним темпом 2,3% на рік. Для збереження конкурентоспроможності вугілля на енергетичному ринку, що постійно розширюється, енергетичним компаніям доведеться прийняти на озброєння нові прогресивні способи спалювання вугілля, які є більш ефективними, ніж традиційні, в трьох ключових аспектах: менше забруднення навколишнього середовища, скорочення термінів будівництва електростанцій та поліпшення їх робочих та експлуатаційних характеристик.

СПАЛЮВАННЯ ВУГІЛЛЯ У ПСЕВДОЖИРЕНОМУ ШАРУ зменшує потребу у допоміжних установках з очищення викидів електростанції. Псевдозріджений шар суміші вугілля і вапняку створюється в топці котла повітряним потоком, в якому тверді частинки перемішуються і знаходяться у зваженому стані, тобто поводяться так само, як у киплячій рідині. Турбулентне перемішування забезпечує повноту згоряння вугілля; при цьому частинки вапняку реагують з окислами сірки та уловлюють близько 90% цих оксидів. Оскільки нагрівальні груби котла безпосередньо стосуються киплячого шару палива, генерація пари відбувається з більшою ефективністю, ніж у звичайних парових котлах, що працюють на подрібненому куті. Крім того, температура вугілля, що горить, в киплячому шарі нижче, що запобігає плавленню котельного шлаку і зменшує утворення оксидів азоту.

ГАЗИФІКАЦІЯ ВУГІЛЛЯ може бути здійснена нагріванням суміші вугілля та води в атмосфері кисню. Продуктом процесу є газ, що складається в основному з окису вуглецю та водню. Після того, як газ буде охолоджений, очищений від твердих частинок і звільнений від сірки, його можна використовувати як паливо для газових турбін, а потім для водяної пари для парової турбіни (комбінований цикл). Станція з комбінованим циклом викидає в атмосферу менше забруднюючих речовин ніж звичайна теплова станція на вугіллі.

В даний час розробляється більше десятка способів спалювання вугілля з підвищеним ккд та меншою шкодою для навколишнього середовища. Найбільш перспективними серед них є спалювання в псевдозрідженому шарі та газифікація вугілля. Спалювання по першому способу проводиться в топці парового котла, яка влаштована так, що подрібнене вугілля в суміші з частинками вапняку підтримується над решіткою топки у зваженому (псевдо-зрідженому) стані потужним висхідним потоком повітря. Зважені частки поводяться по суті так само, як і в киплячій рідині, тобто знаходяться в турбулентному русі, що забезпечує високу ефективність процесу горіння. Водяні труби такого котла знаходяться в безпосередньому контакті з «киплячим шаром» палива, що впало, в результаті чого велика частка тепла передається теплопровідністю, що значно більш ефективно, ніж радіаційне і конвективне перенесення тепла в звичайному паровому котлі.

Котел з топкою, де вугілля спалюється у псевдозрідженому шарі, має велику площутеплопередаючих поверхонь труб, ніж звичайний котел, що працює на подрібненому в пил вугіллі, що дозволяє знизити температуру в топці і тим самим зменшити утворення оксидів азоту. (Якщо температура у звичайному котлі може бути вище 1650 °С, то в котлі зі спалюванням у псевдозрідженому шарі вона знаходиться в межах 780-870 °С.) Більш того, вапняк, примішаний до вугілля, пов'язує 90 або більше відсотків сірки, що звільнилася з вугілля при горінні, оскільки нижча робоча температура сприяє проходженню реакції між сіркою та вапняком з утворенням сульфіту або сульфату кальцію. Таким чином, шкідливі для навколишнього середовища речовини, що утворюються при спалюванні вугілля, нейтралізуються на місці утворення, тобто в топці.
Крім того, котел зі спалюванням у псевдозрідженому шарі за своїм пристроєм та принципом роботи менш чутливий до коливань якості вугілля. У топці звичайного котла, що працює на пилоподібному вугіллі, утворюється величезна кількість розплавленого шлаку, який часто забиває теплопередаючі поверхні і тим самим знижує ккд і надійність котла. У казані зі спалюванням у псевдозрідженому шарі вугілля згоряє при температурі нижче точки плавлення шлаку і тому проблема засмічення поверхонь нагрівання шлаком навіть не виникає. Такі котли можуть працювати на вугіллі нижчої якості, що в деяких випадках дозволяє суттєво знизити експлуатаційні витрати.
Спосіб спалювання в псевдозрідженому шарі легко реалізується в казанах модульної конструкції з невеликою паропродуктивністю. За деякими оцінками капіталовкладення на теплову електростанцію з компактними котлами, що працюють за принципом псевдозрідженого шару, можуть бути на 10-20% нижче капіталовкладень на теплову станцію традиційного типу такої ж потужності. Економія досягається за рахунок скорочення часу будівництва. Крім того, потужність такої станції можна легко наростити при збільшенні електричного навантаження, що важливо для тих випадків, коли її зростання в майбутньому наперед невідоме. Спрощується і проблема планування, оскільки такі компактні установки можна швидко змонтувати, щойно виникне необхідність збільшення вироблення електроенергії.
Котли зі спалюванням в псевдозрідженому шарі можуть також включатися в схему існуючих електростанцій, коли необхідно швидко збільшити потужність, що генерується. Наприклад, енергетична компанія Northern States Power переробила один із пиловугільних котлів на станції в шт. Міннесота в котел із псевдозрідженим шаром. Переробка здійснювалася з метою збільшення потужності електростанції на 40%, зниження вимог до якості палива (котел може працювати навіть на місцевих відходах), ретельнішого очищення викидів та подовження терміну служби станції до 40 років.
За минулі 15 років масштаби застосування технології, що використовується на теплових електростанціях, оснащених виключно котлами зі спалюванням у псевдозрідженому шарі, розширилися від дрібних експериментальних та напівпромислових установок до великих «демонстраційних» станцій. Така станція із загальною потужністю 160 МВт будується спільно компаніями Tennessee Valley Authority, Duke Power та Commonwealth of Kentucky; Компанія Colorado-Ute Electric Association, Inc. пустила в експлуатацію електрогенеруючу установку потужністю 110 МВт з котлами зі спалюванням у псевдозрідженому шарі. У разі успіху цих двох проектів, а також проекту компанії Northern States Power, спільного підприємства приватного сектора із загальним капіталом близько 400 млн. дол., економічний ризик, пов'язаний із застосуванням котлів зі спалюванням у псевдозрідженому шарі в енергетичній промисловості, буде значно зменшений.
Іншим способом, який, щоправда, вже існував у більш простому виглядіще в середині XIX ст. є газифікація кам'яного вугілля з отриманням «чисто палаючого» газу. Такий газ придатний для освітлення та опалення і широко використовувався в США до Другої світової війни, доки не був витіснений природним газом.
Спочатку газифікація вугілля привернула увагу енергетичних компаній, які сподівалися за допомогою цього способу отримати паливо, що згоряє без відходів, і за рахунок цього позбутися скруберного очищення. Тепер стало очевидно, що газифікація вугілля має важливішу перевагу: гарячі продукти згоряння генераторного газу можна безпосередньо використовувати для приводу газових турбін. У свою чергу, відпрацьоване тепло продуктів згоряння після газової турбіни може бути утилізовано з метою отримання пари для приводу парової турбіни. Таке спільне використання газових та парових турбін, зване комбінованим циклом, є нині одним із найефективніших способів виробництва електричної енергії.
Газ, отриманий газифікацією кам'яного вугілля та звільнений від сірки та твердих частинок, є чудовим паливом для газових турбін і, як і природний газ, згоряє майже без відходів. Високий ККД комбінованого циклу компенсує неминучі втрати, пов'язані з перетворенням вугілля на газ. Більше того, станція з комбінованим циклом споживає значно менше води, тому що дві третини потужності розвиває газова турбіна, яка не потребує води на відміну від парової турбіни.
Життєздатність електричних станцій з комбінованим циклом, що працюють на принципі газифікації вугілля, була доведена досвідом експлуатації станції Cool Water фірми Southern California Edison. Ця станція потужністю близько 100 МВт була введена в експлуатацію у травні 1984 р. Вона може працювати на різних сортахвугілля. Викиди станції по чистоті не відрізняються від викидів сусідньої станції, що працює на природному газі. Зміст оксидів сірки в газах, що йдуть підтримується на рівні значно нижче встановленої норми за допомогою допоміжної системи уловлювання сірки, яка видаляє майже всю сірку, що міститься в вихідному паливі, і виробляє чисту сірку, що використовується в промислових цілях. Утворення оксидів азоту запобігається додаванню до газу води перед спалюванням, що знижує температуру горіння газу. Більш того, залишок в газогенераторі залишок вугілля, що згорів, піддається переплавці і перетворюється в інертний склоподібний матеріал, який після охолодження відповідає вимогам, що пред'являються в штаті Каліфорнія до твердих відходів.
Крім більше високого ккдта меншого забруднення навколишнього середовища станції з комбінованим циклом мають ще одну перевагу: вони можуть споруджуватись у кілька черг, так що встановлена ​​потужність нарощується блоками. Така гнучкість будівництва зменшує ризик надмірних чи, навпаки, недостатніх капіталовкладень, пов'язані з невизначеністю зростання попиту електроенергію. Наприклад, перша черга встановленої потужності може працювати на газових турбінах, а як паливо використовувати не вугілля, а нафту або природний газ, якщо поточні ціни на ці продукти низькі. Потім, у міру зростання попиту на електроенергію, додатково вводяться до ладу котел-утилізатор і парова турбіна, що збільшить не тільки потужність, а й ккд станції. Згодом, коли попит на електроенергію знову збільшиться, на станції можна буде збудувати установку для газифікації вугілля.
Роль теплових електростанцій на вугільному паливі є ключовою темою, коли йдеться про збереження природних ресурсів, захист навколишнього середовища та шляхи розвитку економіки. Ці аспекти цієї проблеми не обов'язково є конфліктуючими. Досвід застосування нових технологічних процесів спалювання вугілля показує, що вони можуть успішно та одночасно вирішувати проблеми та охорони навколишнього середовища, та зниження вартості електроенергії. Цей принцип було враховано у спільній американо-канадській доповіді про кислотні дощі, опублікованій минулого року. Керуючись пропозиціями, що містяться в доповіді, конгрес США в даний час розглядає можливість заснування генеральної національної ініціативи з демонстрації та застосування «чистих» процесів спалювання вугілля. Ця ініціатива, яка об'єднає приватний капітал з федеральними капіталовкладеннями, націлена на широке промислове застосування у 90-ті роки нових процесів спалювання вугілля, включаючи котли зі спалюванням палива у киплячому шарі та газогенератори. Однак навіть при широкому застосуванні нових процесів спалювання вугілля в найближчому майбутньому попит на електроенергію, що росте, не зможе бути задоволений без цілого комплексу узгоджених заходів з консервації електроенергії, регулювання її споживання і підвищення продуктивності існуючих теплових електростанцій, що працюють на традиційних принципах. Економічні та екологічні проблеми, що постійно стоять на порядку денному, ймовірно, приведуть до появи абсолютно нових технологічних розробок, які принципово відрізняються від тих, що були тут описані. У перспективі теплові електростанції на вугільному паливі можуть перетворитися на комплексні підприємства з переробки природних ресурсів. Такі підприємства перероблятимуть місцеві види палива та інші природні ресурсита виробляти електроенергію, тепло та різні продукти з урахуванням потреб місцевої економіки. Крім котлів зі спалюванням у киплячому шарі та установок для газифікації вугілля такі підприємства будуть оснащені електронними системами технічної діагностики та автоматизованими системами управління та, крім того, корисно використовувати більшість побічних продуктів спалювання вугілля.

Таким чином, можливості покращення економічних та екологічних факторів виробництва електроенергії на базі кам'яного вугілля дуже широкі. Своєчасне використання цих можливостей залежить, однак, від того, чи зможе уряд проводити збалансовану політику щодо виробництва енергії та захисту навколишнього середовища, яка б створила необхідні стимули для електроенергетичної промисловості. Необхідно вжити заходів до того, щоб нові процеси спалювання вугілля розвивалися та впроваджувалися раціонально, при співпраці з енергетичними компаніями, а не так, як це було з впровадженням скруберного газоочищення. Все це можна забезпечити, якщо звести до мінімуму витрати та ризик шляхом добре продуманого проектування, випробування та вдосконалення невеликих досвідчених експериментальних установок з подальшим широким промисловим впровадженням систем, що розробляються.

З 2000 року генеруюча потужність на вугіллі у світі подвоїлася до 2000 ГВт внаслідок вибухового зростання інвестпроектів у Китаї та Індії. Ще 200 ГВт будується та 450 ГВт заплановано по всьому світу. Останні десятиліття вугільні електростанції виробляють 40-41% електроенергії у світі - найбільшу частку проти іншими типами генерації. У той же час пік вироблення електроенергії з вугілля було досягнуто у 2014 р. і зараз розпочався дев'ятий вал зниження завантаження діючих ТЕС та їх закриття. Про це у огляді Carbon Brief.

З 2000 року генеруюча потужність на вугіллі у світі подвоїлася до 2000 ГВт внаслідок вибухового зростання інвестпроектів у Китаї та Індії. Ще 200 ГВт будується та 450 ГВт заплановано по всьому світу. У клубі вугільних генераторів – 77 країн, ще 13 планують приєднатися до нього до 2030 року.

Останні десятиліття вугільні електростанції виробляють 40-41% електроенергії у світі - найбільшу частку проти іншими типами генерації.

У той же час пік вироблення електроенергії з вугілля було досягнуто у 2014 р. і зараз розпочався дев'ятий вал зниження завантаження діючих ТЕС та їх закриття. За кілька років у ЄС та США було закрито 200 ГВт, ще 170 ГВт має бути зупинено до 2030 р. Станом на 9 квітня 2018 року, 27 країн приєдналися до Альянсу поетапної відмови від вугільної генерації, з яких 13 країн мають діючі електростанції.

Зазначимо, що з 2010 р. по 2017 р. лише 34% запланованих вугільних потужностей було побудовано або переведено у стан будівництва (873 ГВт), тоді як 1700 ГВт було скасовано або відкладено, повідомляє CoalSwarm. Наприклад, тендер на будівництво однієї нової станції може залучити кілька заявок, кожна з яких буде зарахована до «планової потужності».

За даними Міжнародного енергетичного агентства (МЕА), всі станції на необробленому вугіллі повинні закритися протягом кількох десятиліть, якщо потепління повинно бути обмежене менш ніж на 2 °C вище за доіндустріальні температури. Щоб пролити світло на цю історію, Carbon Brief склав карту минулого, сьогодення та майбутнього всіх вугільних електростанцій світу за даними на лютий 2018 року (https://www.carbonbrief.org/mapped-worlds-coal-power-plants), яка показує всі вугільні ТЕС понад 30 МВт кожна, що працювали в період 2000-2017 рр., а також місце запланованих. Карта включає близько 10000 закритих, діючих і планованих вугільних установок загальною потужністю 4567 ГВт, з яких 1,996 ГВт працює сьогодні, 210 ГВт знаходиться в стадії будівництва, 443 ГВт планується, 2,387 ГВт вибуває і 1,681 ГВт було запропоновано у 95 країнах світу. У світі також налічується близько 27 ГВт малих вугільних ТЕС — до 30 МВт кожна.

Зростання вугільної потужності

Вугільна генерація - це насамперед обіцянка дешевої електроенергії для стимулювання економічного зростання. Світові потужності з вугільної генерації зростали щорічно в період 2000-2017 рр.., майже подвоївшись з 1,063 ГВт до 1,995 ГВт. На вугіллі виробляють 40-41% світової електрики, найбільшу частку за останні десятиліття. Сьогодні вугільну енергетику використовують 77 країн світу порівняно з 65 2000 р. Ще 13 планують вступити до клубу вугільної енергетики.

Викидів CO2 від існуючих установок достатньо, щоб порушити вуглецевий бюджет на 1,5 або 2 градуси за Цельсієм. Згідно з дослідженням, ці обмеження означали б відсутність нових вугільних електростанцій та дострокове закриття 20% флоту вугільної генерації. За даними МЕА, всі ТЕС на незбагаченому вугіллі повинні будуть закритися до 2040 р., щоб світ міг залишатися значно нижче зростання на 2 градуси за цельсієм. Це означало б закриття 100 ГВт вугільної потужності щороку протягом 20 років або приблизно одного вугільного блоку щодня до 2040 року.

Проте газетні заголовки та енергетичні прогнози припускають, що зростання вугілля не зупиниться. Ці похмурі перспективи погіршення клімату стримуються ознаками швидких змін у енергетиці. Конвеєр збудованих або запланованих вугільних блоків скоротився вдвічі з 2015 р. Темпи закриття ТЕС прискорюються, досягнувши сумарного рівня 197 ГВт між 2010 та 2017 роками.

Уповільнення темпів зростання вугілля

МЕА вважає, що пік інвестицій у світову вугільну енергетику вже пройдено і галузь перейшла у фазу «драматичного уповільнення». У звіті МЕА йдеться, що Китай, який забезпечує більшу частину нинішнього приросту, більше не потребує нових ТЕС.

Провал в інвестиціях означає, що зростання вугільної потужності сповільнюється. І якщо у 2011 р. у світі було запроваджено 82 ГВт, то у 2017 р. – лише 34 ГВт.

Число станцій, що будуються, з кожним роком скорочується все швидше, на 73% з 2015 р., згідно з останнім річним звітом CoalSwarm, Greenpeace і Sierra Club. Китай закриває багато сотень дрібних, старих і менш ефективних установок, замінюючи їх більшими та ефективними. Все це означає, що глобальна потужність вугільної генерації може досягти піку вже 2022 р., йдеться у звіті про стан галузі МЕА.

Піковий викид CO2

Дані МЕА показують, що викиди CO2 від вугільної енергетики, можливо, вже досягли свого піку у 2014 р ., незважаючи на те, що вугільна потужність продовжує зростати. Викиди вугільного CO2 впали на 3,9% у період 2014-2016 рр., виробництво вугілля на 4,3%.

Оскільки потужність вугілля продовжує збільшуватись, існуючі вугільні електростанції працюють менше годин. У середньому світові вугільні електростанції працювали приблизно половину часу у 2016 р., з коефіцієнтом завантаження 52,5%. Аналогічна тенденція спостерігається у США (52%), ЄС (46%), Китаї (49%) та Індії (60%).

Також низка інших факторів впливає на взаємозв'язок між вугільними ТЕС та викидами CO2. До них відносяться тип вугілля та технології спалювання, які використовуються кожною установкою. ТЕС, що спалюють низькоякісний лігніт, можуть виділяти до 1200 тонн CO2 в ГВт * год електроенергії, що виробляється. Високоякісне вугілля виділяє менше викидів.

Технологія спалювання також важлива від менш ефективних «підкритичних» установок. до ультра-надкритичних систем, які підвищують ефективність роботи котла при більш високих тисках. Найстаріші та найменш ефективні підкритичні установки працюють із ККД 35%. Нові технології піднімають цей показник до 40%, а ультра-надкритичні до 45% (HELE).

Однак, за даними Всесвітньої вугільної Асоціації, навіть вугільні блоки HELE викидають близько 800tCO2/ГВт. Це приблизно вдвічі вище за викиди газової електростанції і порядку в 50-100 разів вище за атомну, вітрову і сонячну. МЕА не бачить подальшої перспективи для вугільної енергетики у сценаріях до «2C», оскільки залишкові викиди надто високі, навіть при використанні вловлювання та зберігання вуглецю.

У 2017 р. стався невеликий сплеск виробництва вугілля та викидів CO2, викликаний зростанням вироблення в Китаї, хоча вони залишаються нижчими за пік 2014 р.

Ерозія вугільної економіки

Низький рівень завантаження електростанцій (ЧЧІ) є корозійним для економіки вугільних ТЕС. У цілому нині вони розраховані на експлуатацію щонайменше 80% часу, оскільки мають щодо високі постійні витрати. Це також є основою кошторису витрат на будівництво нового вугільного блоку, тоді як менше завантаження підвищує витрати на одиницю електроенергії. Динаміка падіння ЧЧІ особливо токсична для операторів вугільних електростанцій, які конкурують з цінами, що швидко падають, на відновлювані джерела енергії, дешевим газом у США і зростаючими цінами на вугілля в ЄС. Обмеження на постачання вугілля підвищують ціни на вугілля, що ще більше підриває будь-які переваги, що зберігаються в порівнянні з альтернативами.

Нові екологічні норми збільшують вартість вугільних електростанцій у багатьох юрисдикціях від ЄС до Індії та Індонезії. Власники вугільних станцій повинні інвестувати в очисні споруди, щоб відповідати вищим екологічним стандартам, або закрити свої брудні ТЕС загалом. Таке поєднання факторів означає, що більшість станцій існуючого вугільного «флоту» в ЄС і навіть в Індії стикаються з серйозними економічними проблемами, згідно з Financial thinktank Carbon Tracker. Було встановлено, що до 2030 р., наприклад, майже всі вугільні ТЕС ЄС будуть збитковими. Засновник Bloomberg New Energy Finance Майкл Лібрейх каже, що вугілля стикається із двома «переломними моментами». Перший — коли нова відновлювана енергія дешевшає за нові вугільні ТЕС, що вже сталося в кількох регіонах. Другий, коли нові відновлювані джерела енергії — дешевші за діючі вугільні електростанції.

Зверніть увагу, що вугільні ТЕС можуть продовжувати працювати у несприятливих економічних умовах, наприклад, за доплати за потужність. Таку практику запровадив низка країн ЄС у 2018 р.

У 2018 р. Китай, В'єтнам та Таїланд повністю скасували доплату за сонячну генерацію. Філіппіни та Індонезія суттєво її скоротили. А в Індії сонячна генерація - вже дешевша за вугільну. Тобто в умовах реальної конкуренції вугільна генерація у країнах Південно-Східної Азії вже програє ВІЕ і розвиватиметься повільніше за заплановане.

Ключові країни та регіони

77 країн використовують вугілля для виробництва електроенергії в порівнянні з 65 країнами в 2000 р. З того часу 13 країн побудували вугільні потужності і лише одна країна - Бельгія - закрила їх. Ще 13 країн, на частку яких припадає 3% нинішніх потужностей, зобов'язалися до 2030 р. відмовитися від вугілля в рамках "Альянсу, що залишили вугілля в минулому", очолюваного Великобританією та Канадою. Тим часом 13 країн сподіваються ще приєднатися до вугільного енергетичного клубу.

Топ-10 країн світу, показаних у лівій стороні таблиці нижче, становлять 86% від загальної кількості працюючих електростанцій на вугіллі. Праворуч у Таблиці Топ-10 країн, які планують будівництво 64% ​​потужностей на вугіллі у світі.

Країна/діючі МВт/частка у світі Країна/будуються МВт/частка

Китай 935,472 47% Китай 210,903 32%

США 278,823 14% Індія 131,359 20%

Індія 214,910 11% В'єтнам 46,425 7%

Німеччина 50,400 3% Туреччина 42,890 7%

Росія 48,690 2% Індонезія 34,405 5%

Японія 44,578 2% Бангладеш 21,998 3%

Південна Африка 41,307 2% Японія 18,575 3%

Південна Корея 37,973 2% Єгипет 14,640 2%

Польща 29,401 1% Пакистан 12,385 2%

Індонезія 28,584 1% Філіппіни 12,141 2%

Китай має найбільший діючий флот вугільної генерації і є домом для створення найпотужнішого конвеєра 97 ГВт, що будуються, в радіусі 250 км вздовж дельти річки Янцзи навколо Шанхаю. Це більше, ніж вже існує в будь-якій країні, за винятком Індії та США. Росія має п'ятий за масштабом вугільної генерації флот у світі, що становить лише 2% світової генеруючої потужності.

Китай

За минулі 20 років найбільші зміни відбулися в Китаї. Його флот вугільної генерації зріс у п'ять разів у період між 2000 та 2017 роками. і досяг 935 ГВт чи майже половину світової потужності.

Китай також є найбільшим у світі джерелом викидів CO2 і використовує половину вугілля, що споживається у світі, тому його майбутній шлях незрівнянно важливий для глобальних зусиль у боротьбі зі зміною клімату.

Промислова активність та використання вугілля стимулювалися до призначення Голови Сі «лідером на все життя». Така енергополітика може спричинити зростання викидів CO2 до найшвидших темпів протягом багатьох років.

Тим не менш, деякі аналітики кажуть, що використання вугілля в Китаї може скоротитися вдвічі до 2030 року. Уряд вводить в дію національну схему торгівлі викидами, а також закриває та обмежує введення нової вугільної енергетики у відповідь на забруднення повітря та кліматичні проблеми. Це означає, що конвеєр вугільних ТЕС, що будуються або плануються, в 2017 р. скоротився на 70% до 2016 р., повідомляє CoalSwarm.

Це також означає, що заплановані проекти навряд чи отримають дозволи, необхідні для їхнього будівництва, говорить Лаурі Міллівірта, енергетичний аналітик Greenpeace у Східній Азії. «Багато із запланованих проектів у Китаї та Індії фактично мертві. В Індії вони комерційно неліквідні, ніхто при здоровому глузді не збирається їх будувати… у Китаї це не має сенсу, оскільки там вже є надто багато потужності, профіцит». За даними Управління енергетичної інформації США (EIA), потужність та виробництво вугілля в Китаї більш-менш досягли свого піку.

Індія

Друге за величиною збільшення потужності з 2000 р. відбулося в Індії, де вугільний енергетичний флот збільшився більш ніж утричі до 215 ГВт. Останнім часом стан індійської вугільної генерації різко погіршився. МЕА скоротило свій прогноз попиту на індійське вугілля через уповільнення зростання попиту на електроенергію та здешевлення відновлюваних джерел енергії. Деякі станції 10 ГВ визнані «нежиттєздатними», інші 30 ГВт мають «стрес», за словами міністра енергетики Індії в інтерв'ю Bloomberg у травні 2018 р. Це тому, що «революція відновлюваних джерел енергії в Індії штовхає вугілля з боргового обриву», Метью Грей, аналітик Carbon Tracker.

Останній національний план Індії в галузі електроенергетики націлений на вибуття 48 ГВт вугільних ТЕС, частково через нових екологічних норм. Він також передбачає запровадження 94 ГВт нових потужностей, але цю цифру ключові аналітики світу вважають нереальною. Країна запланувала введення 44 ГВт проектів, з яких 17 ГВт було припинено на довгі роки. « В Індії відновлювані джерела енергії можуть вже постачати енергію за нижчою ціною, ніж нові та навіть більшість існуючих вугільних ТЕС », - кажуть Лаурі Міллівірта, енергетичний аналітик Greenpeace у Східній Азії.

США

Хвиля вибуття старих потужностей скоротила вугільну генерацію США на 61 ГВт за шість років і ще 58 ГВт планується закрити, зазначає Coal Swarm. Це зменшить вугільний флот США на дві п'яті, з 327 ГВт у 2000 р. до 220 ГВт у майбутньому чи нижче.

Одним із способів збереження галузі є заявлені плани адміністрації Трампа щодо врятування збиткових вугільних електростанцій з міркувань національної безпеки з метою підтримки надійності системи за допомогою доплат за потужність Bloomberg характеризує їх як «безпрецедентне втручання в енергетичні ринки США».

З іншого боку, ринкові умови нині сприяють газовим електростанціям та відновлюваним джерелам енергії. Нових вугільних потужностей у США немає. Очікується, що виведення вугільних потужностей у 2018 р. становитиме 18 ГВт. Минулого року споживання вугілля в енергетичному секторі США було найнижчим із 1982 р.

Євросоюз

Враховуючи плани ЄС щодо поетапної відмови від вугілля, флот вугільної генерації союзу має скоротитися до 100 ГВт до 2030 р., тобто, наполовину від сумарної потужності 2000 р. Поряд із Канадою, країни ЄС очолюють Альянс з поетапної відмови. Великобританія, Франція, Італія, Нідерланди, Португалія, Австрія, Ірландія, Данія, Швеція та Фінляндія оголосили про поетапну ліквідацію вугільних ТЕС до 2030 р. Їх потужності становлять 42 ГВт, включаючи нещодавно побудовані ТЕС.

При цьому четвертий і дев'ятий за величиною національний вугільний флот у світі знаходиться у державах-членах ЄС, а саме 50 ГВт у Німеччині та 29 ГВт у Польщі. Комісія ЄС зі встановлення дати припинення постачання електроенергії з вугілля для Німеччини почала працювати, хоча мережевий оператор країни каже, що лише половина вугільного флоту може бути закрита до 2030 року без шкоди для енергетичної безпеки. Польща просто пообіцяла, що не будуватиме нових вугільних ТЕС понад те, що вже будується.

Дослідження МЕА показали, що всі вугільні ТЕС ЄС мають закритися до 2030 року, щоб досягти цілей Паризької Угоди. Зростання цін на СО2, як очікується, призведе до переходу від вугілля до газу вже цього року, за умови відповідної ціни та наявності газу.

Інші ключові країни

Інші Азіатські країни, включаючи Південну Корею, Японію, В'єтнам, Індонезію, Бангладеш, Пакистан і Філіппіни, колективно подвоїли свій вугільний генеруючий флот з 2000 р., досягнувши 185 ГВт в 2017 р. Сумарно ці країни самостійно побудують 50 ГВт нових ТЕС і ще 128 ГВт у будівництві Китаю, Японії та Південної Кореї.

У багатьох із цих країн спостерігаються змішані ознаки використання вугілля. Наприклад, останній проект Національного енергетичного плану Японії враховує значну роль вугілля у 2030 р., тоді як Паризька Угода означає, що на той час Токіо має поетапно відмовитися від вугілля, зазначає Climate Analytics.

В'єтнам є третьою країною за запланованим обсягом вугільної генерації – 46 ГВт, з яких 11 ГВт уже будується. «Проте, уряд все більше інвестує в зміну цієї траєкторії», — пише Алекс Перера, заступник директора з енергетики в The World Resources Institute. відновлюваним джерелам енергії та приватного сектора, що прагне досягти все більш суворих цілей у галузі чистої енергії».

Уряд Індонезії заборонив будівництво нових вугільних станцій на найбільш густонаселеному острові Ява. Державна комунальна компанія була критикована за «масштабне завищення прогнозу зростання попиту на електроенергію» з метою виправдати плани щодо введення нових вугільних ТЕС.

Туреччина має значні плани щодо розширення вугільного флоту. Однак нині будується лише 1 ГВт із запланованого конвеєра до 43 ГВт.

Інша країна з великими планами — Єгипет, який не має ні вугільних станцій, ні своїх родовищ вугілля. Зверніть увагу, що жоден з 15 ГВт запланованої нової потужності не вийшов за межі ранньої стадії погоджень, не отримав жодних дозволів і не будується.

Південна Африка має у своєму розпорядженні великі вугільні родовища і сьомий за потужністю вугільний енергетичний флот у світі. ПАР будує 6 ГВт нових ТЕС і планує запровадити ще 6 ГВт. Однак після виборів Кирила Рамафоси на початку цього року, політичні настрої в країні змінюються, і в квітні були підписані довгострокові угоди з будівництва ВДЕ на суму $4,7 млрд. Нетипово, що південноафриканська важка промисловість надає перевагу відновлюваним джерелам енергії в піку . Причина в тому, що нові вугільні станції будуть дорожчими за ВДЕ, — вважають експерти. Законодавчі дискусії навколо ролі вугілля в новому плані інвестицій в енергетику Південної Африки пройдуть пізніше цього літа.